«Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций. 2-е издание»

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА ОБЕСПЕЧЕНИЯЭКСПЛУАТАЦИИ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

МИНИСТЕРСТВО РОССИЙСКОЙФЕДЕРАЦИИ ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Утверждаю:

Министр Российском Федерации

по атомной энергии

В. Н. Михайлов

9 декабря 1997 года

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

Обязательны для атомныхстанции, эксплуатирующих организаций АС, научно-исследовательских институтов,конструкторских бюро, проектных, строительно-монтажных, ремонтных и наладочныхорганизаций Министерства Российской Федерации по атомной энергии, выполняющихработы и предоставляющих услуги для атомных станций

МОСКВА

1998

Основные правила обеспечения эксплуатации атомныхстанций. - 2-е изд. - М: РУССЛИТ, 1998.

Материалы, содержащиеся в настоящем издании,являются нормативными требованиями к организации и ведению безопасной, надежнойи экономичной эксплуатации атомных станций Министерства Российской Федерации поатомной энергии.

Настоящие "Основныеправила обеспечения эксплуатации атомных станций" составлены НТЦ АТЭ приучастии специалистов концерна "Росэнергоатом", ТехнологическогоФилиала концерна "Росэнергоатом", Курской, Калининской, БелоярскойАС, с учетом предложений атомных станций.

Правила рассмотрены иотредактированы комиссией в составе:

Сидоренко В. А. (председателя),

Игнатенко Е. М. (заместителяпредседателя),

Антонова Б. В. (заместителяпредседателя),

Рябинина В. Ф. (ответственногосекретаря),

Сомова Б. М., Сысоева М. И.,

Сорокина Н. М., Давиденко Н. Н.,

Антипова С. И., Саакова Э. С.,

Ларина Е. П., Митрофанова Ю. Ф.

ВВЕДЕНИЕ

"Основные правилаобеспечения эксплуатации атомных станций" (2-е издание) разработаны наоснове 1-го издания настоящих Правил и дополнены в соответствии с требованиямиФедерального закона Российской Федерации "Об использовании атомнойэнергии", "Правил принятия решений о размещении и сооружении ядерныхустановок, радиационных источников и пунктов хранения", а также другихнормативных документов, действующих в области использования атомной энергии.

"Основные правилаобеспечения эксплуатации атомных станций" (ОПЭ АС) являются отраслевымнормативным документом, определяющим основные требования к организации иведению безопасной, надежной и экономичной эксплуатации АС, поэтому ониизложены в данном документе кратко. Более конкретно они рассматриваются вправилах, нормах и других нормативных документах, действующих в областииспользования атомной энергии.

ОПЭ АС как отраслевойнормативный документ не подлежит согласованию с Госатомнадзором России (письмоГосатомнадзора России от 13 октября 1995 года № 12-06/440) и регистрации вМинистерстве юстиции Российской Федерации (письмо Минюста России от 23 февраля1996 года № 07-02-125-96).

Основным документом,определяющим безопасную эксплуатацию АС, является технологический регламент,содержащий правила и основные приемы безопасной эксплуатации атомных станций,общий порядок выполнения операций, связанных с безопасностью АС, а такжепределы и условия безопасной эксплуатации.

С выходом настоящих"Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций", 2-еиздание, отменяются действия в атомной энергетике ОПЭ АС, 1-е издание.

Все действующие отраслевыеруководящие и инструктивные материалы по вопросам организации обеспеченияэксплуатации АС, а также эксплуатационные и должностные инструкции должны бытьоткорректированы в соответствии с требованиями настоящих Правил.

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕ "ОСНОВНЫХ ПРАВИЛОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ"

1. Знание и выполнениенастоящих Правил обязательно для работников атомных станций, эксплуатирующихорганизаций АС, научно-исследовательских институтов, конструкторских бюро,проектных, строительно-монтажных, ремонтных и наладочных организацийМинистерства Российской Федерации по атомной энергии, выполняющих работы ипредоставляющих услуги для атомных станций.

2. Лица, нарушившие настоящиеПравила, в зависимости от характера нарушения несут дисциплинарную,административную или уголовную ответственность, установленную должностнымиинструкциями (контрактами при их наличии) и действующим законодательствомРоссийской Федерации.

3. Руководители АС,предприятий и организаций, а также их структурных подразделений несут личнуюответственность за свое решение или распоряжение, принятое в нарушениенастоящих Правил.

4. Руководители АС,эксплуатирующих организаций атомных станций, предприятий и организацийМинистерства Российской Федерации по атомной энергии (юридические лица) припривлечении к выполнению работ для АС предприятий и организаций, не входящих вМинистерство Российской Федерации по атомной энергии, должны в договорах,контрактах и других организационно-распорядительных документах предусматриватьнеобходимость выполнения требований настоящих "Основных правил обеспеченияэксплуатации атомных станций".

Часть I
ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИИ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

1. КРИТЕРИИ, ПРИНЦИПЫ И ТРЕБОВАНИЯОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ АС

1.1. Общие положения

Атомная станцияудовлетворяет требованиям безопасности, если ее радиационное воздействие наперсонал, население и окружающую среду при нормальной эксплуатации и проектныхавариях не приводит к превышению установленных доз облучения персонала инаселения и нормативов по выбросам и содержанию радиоактивных веществ вокружающей среде, а также ограничивает это воздействие при запроектных авариях.

Функция безопасности -специфическая конкретная цель и действия, обеспечивающие ее достижение,направленные на предотвращение аварий или ограничение их последствий.

Исходя из функцийбезопасности нормы и правила по безопасности при использовании атомной энергииустанавливают критерии безопасности, то есть такие значения параметров,характеристик и условий, при которых обеспечивается выполнение указанной цели.Эти критерии установлены в "Общих положениях обеспечения безопасностиатомных станций", "Правилах ядерной безопасности реакторных установокатомных станций", "Правилах устройства и безопасной эксплуатацииоборудования и трубопроводов атомных энергетических установок" и другихнормативных документов (НД). Перечень федеральных норм и правил в областииспользования атомной энергии, а также изменения в указанный перечень идополнения к нему утверждаются Правительством РФ.

1.2. Система барьеров и их защита

1.2.1. Система барьеров включает всебя:

(а) Топливную матрицу, тоесть выбор таких материалов ядерного топлива, свойства которых при нормальных условиях,аварийных ситуациях и проектных авариях были бы такими, чтобы ограничиватьвыход продуктов деления под оболочку ТВЭЛ, а при прямом контакте топлива степлоносителем обеспечивать минимально-допустимое радиоактивное загрязнениетеплоносителя, охлаждающего активную зону реактора.

(б) Оболочку ТВЭЛ.

Конструкционные свойстваоболочки ТВЭЛ вместе с нейтронно-физическими характеристиками должныобеспечивать исключение (ослабление) повреждений ТВЭЛ с целью непревышения(ограничения) влияния ионизирующих излучений и радиоактивных продуктов наперсонал, население и окружающую среду.

(в) Границы контуратеплоносителя, охлаждающего активную зону реактора.

Конструкция контура, системадиагностики, порядок проведения технического обслуживания и ремонта, а также другиетехнические и организационные меры должны обеспечить целостность контура сучетом действия защитных систем и в условиях действия возникающих напряжений инагрузок, температурных воздействий.

(г) Герметичное ограждениелокализующих систем безопасности.

Этот последний барьер напути распространения радиоактивных продуктов и предназначен для предотвращенияили ограничения распространения выделяющихся при аварии блока радиоактивныхвеществ и излучений за установленные проектом границы и выхода их в окружающуюсреду.

1.2.2. Перечень требований ксистемам технических и организационных мер по защите барьеров.

С учетом реализации принципаглубоко эшелонированной защиты на блоке АС должна находиться в работе системазащиты барьеров.

Выбор системы защиты барьеровдолжен быть основан на определении и обосновании проектных пределов:

- эксплуатационных пределови условий;

- пределов и условийбезопасной эксплуатации;

- пределов для проектныхаварий.

Требования к системам защитыбарьеров:

а) выбор в соответствии с установленныминормами площадки для размещения АС;

б) установлениесанитарно-защитной зоны и зоны наблюдения и организация эффективного контроля вних;

в) разработка проекта блока(АС) на основе консервативного подхода с учетом применения свойств внутреннейсамозащищенности реактора и применением систем безопасности;

г) обеспечение требуемогокачества элементов и систем блока и выполняемых работ;

д) эксплуатация блока всоответствии с НД и по обоснованным эксплуатационным документам;

е) поддержание в исправномсостоянии важных для безопасности систем путем обоснованного проведениятехнического обслуживания, ремонта и замены оборудования, выработавшего свойресурс;

ж) своевременноедиагностирование дефектов и выявление отклонений от нормальной работы и принятиемер по их устранению;

з) разработка и внедрениемероприятий по предотвращению перерастания исходных событий в проектные аварии,а проектных аварий - в запроектные;

и) ослабление последствийаварий, которые не удалось предотвратить;

к) разработка мероприятий позащите локализующих систем безопасности от разрушений при запроектных авариях иподдержание их в работоспособности;

л) подготовка и проведениепротивоаварийных мероприятий;

м) подбор, подготовка иправильное использование персонала АС;

н) формирование культурыбезопасности;

о) организация действенногоконтроля за состоянием систем защиты барьеров;

п) организация эффективнойсистемы документирования результатов работы и контроля.

1.3. Культура безопасности

1.3.1. Культура безопасности -квалификационная и психологическая подготовленность всех лиц, при которойобеспечение безопасности АС является приоритетной целью и внутреннейпотребностью, приводящей к самосознанию ответственности и к самоконтролю привыполнении всех работ, влияющих на безопасность.

1.3.2. Культура безопасностистроится в основном из двух компонентов:

- создании и правильномфункционировании иерархической структуры управления с четким распределениемдоли прав и ответственности;

- необходимой системойответных реакций на возникающие проблемы обеспечения безопасности.

1.3.3. Для всего персонала иразличных видов деятельности понятие культуры безопасности состоит из следующихэлементов:

- знания и компетентность,обеспечиваемые подготовкой кадров и подготовкой качественных эксплуатационныхинструкций;

- приверженностьбезопасности, ставящая безопасность АС как жизненно важное дело;

- мотивация осознанияважности безопасности АС посредством действенных методов руководства, созданиясистемы поощрений и наказаний, создание позиций отдельных лиц, ответственных забезопасность АС;

- надзор, включающий системуревизий и экспертиз;

- готовность реагировать накритическую позицию отдельных лиц;

- ответственность черезформализованное описание должностных обязанностей и понимание каждым отдельнымлицом своих прав, обязанностей и ответственности.

2. ГОСУДАРСТВЕННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИИСПОЛЬЗОВАНИИ АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

2.1. Государственноерегулирование безопасности при использовании атомной энергии осуществляется специальноуполномоченными на то федеральными органами исполнительной власти - органамигосударственного регулирования безопасности, осуществляющими регулированиеядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности - Федеральнымнадзором России по ядерной и радиационной безопасности, Министерствомздравоохранения Российской Федерации, Федеральным горным и промышленнымнадзором России и Министерством внутренних дел Российской Федерации*.

____________

* Далее по тексту органыгосударственного регулирования безопасности.

2.2. Виды деятельности вобласти регулирования ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности иразграничение полномочий, прав, обязанностей и ответственности соответствующихорганов государственного регулирования безопасности, а также полномочиядолжностных лиц указанных органов устанавливаются в положениях об органахгосударственного регулирования безопасности.

2.3. Органы государственногорегулирования безопасности в пределах своей компетенции обладают полномочиями:

- вносить на рассмотрение ворганы, обладающие правом законодательной инициативы, предложения по разработкезаконов по вопросам обеспечения безопасности при использовании атомной энергии;

- разрабатывать, утверждатьи вводить в действие нормы и правила в области использования атомной энергии в соответствиис Федеральным законом "Об использовании атомной энергии" изаконодательством Российской Федерации;

- осуществлять в целяхобеспечения безопасности лицензирование деятельности в области использованияатомной энергии;

- осуществлять надзор за соблюдениемнорм и правил в области использования атомной энергии, за условиями действияразрешений (лицензий) на право ведения работ в области использования атомнойэнергии;

- осуществлять надзор заядерной, радиационной, технической и пожарной безопасностью;

- осуществлять надзор зафизической защитой ядерных установок, радиационных источников, пунктовхранения, ядерных материалов и радиоактивных веществ, надзор за системамиединого государственного учета и контроля ядерных материалов, радиоактивныхвеществ, радиоактивных отходов;

- проводить экспертизубезопасности ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения, втом числе с привлечением независимых экспертов;

- проводить инспекции,связанные с выполнением своих полномочий;

- принимать участие ворганизации и проведении работ по сертификации оборудования, изделий итехнологий для ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения;

- осуществлять контроль вобласти охраны окружающей среды и пользования природными ресурсами при использованииатомной энергии;

- осуществлять контроль зарасходованием материальных и денежных средств, предназначенных для деятельностив области регулирования ядерной, радиационной, технической и пожарнойбезопасности;

- осуществлять контроль завыполнением международных обязательств Российской Федерации в областиобеспечения безопасности при использовании атомной энергии;

- применять мерыадминистративного воздействия в порядке, установленном законодательствомРоссийской Федерации.

2.4. Органы государственногорегулирования безопасности в пределах своей компетенции принимают решения, обязательные для органагосударственного управления использованием атомной энергии - МинистерстваРоссийской Федерации по атомной энергии - и организаций, выполняющих работы ипредоставляющих услуги в области использования атомной энергии.

2.5. Органы государственногорегулирования безопасности в пределах своей компетенции несут ответственность за состояниегосударственного надзора за обеспечением безопасности АС.

2.6. Эксплуатирующиеорганизации и администрация АС обязаны информировать органы государственногорегулирования безопасности обо всех случаях нарушений безопасной эксплуатацииАС в установленном порядке, а также передавать систематизированные данные вГосатомнадзор России о всех случаях нарушения нормальной эксплуатации систем иэлементов, важных для безопасности.

Должен обеспечиватьсябеспрепятственный доступ представителей органов государственного регулированиябезопасности на территорию АС и к документации, содержащей сведения обуказанных нарушениях.

2.7. Организации, ведущиеработы ипредоставляющие услуги на всех этапах жизненного цикла АС, обязаны представлятьорганам государственного регулирования безопасности по их требованию информациюпо вопросам, входящим в их компетенцию.

2.8. Вся деятельностьорганов государственного регулирования безопасности направлена на создание вэксплуатирующих организациях, АС, организациях, ведущих работы ипредоставляющих услуги на всех этапах жизненного цикла АС, условий, исключающихнарушения критериев и требований нормативных документов по безопасности вобласти использования атомной энергии.

3. ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ АС

3.1. Эксплуатирующаяорганизация -организация, созданная в соответствии с законодательством Российской Федерациии признанная соответствующим органом управления использованием атомной энергии- Министерством Российской Федерации по атомной энергии, - пригоднойэксплуатировать ядерную установку, радиационный источник или пункт хранения иосуществлять собственными силами или с привлечением других организацийдеятельность по размещению, проектированию, сооружению, эксплуатации и выводуиз эксплуатации ядерной установки, радиационного источника или пункта хранения,а также деятельность по обращению с ядерными материалами и радиоактивнымивеществами. Для осуществления указанных видов деятельности эксплуатирующаяорганизация должна иметь разрешения (лицензии), выданные соответствующимиорганами государственного регулирования безопасности, на право ведения работ вобласти использования атомной энергии.

Эксплуатирующая организациядолжна обладать полномочиями, финансовыми, материальными и иными ресурсами,достаточными для осуществления своих функций.

3.2. Государственнымкомитетом Российской Федерации по управлению государственным имуществом посогласованию с Министерством Российской Федерации по атомной энергии заэксплуатирующей организацией закрепляется на праве полного хозяйственноговедения имущество действующих, строящихся, проектируемых и законсервированныхатомных станций (ядерные установки, делящиеся вещества, оборудование, здания исооружения, включенные в ядерно-энергетический цикл), а также имуществогосударственных предприятий и организаций, относящихся к федеральнойсобственности, которое используется для непосредственного обеспечения атомныхстанций.

3.3. Эксплуатирующаяорганизацияявляется самостоятельным хозяйствующим субъектом с правом юридического лица,владеет выделенным в ее полное хозяйственное ведение имуществом, имеетсамостоятельный баланс, расчетный счет, печать со своим наименованием, бланки.

3.4. Эксплуатирующаяорганизация:

3.4.1. Обеспечивает безопасностьАС и несет за нее полную ответственность, включая разработку и реализацию мерпо предотвращению аварий на ядерной установке, на радиационном источнике и впункте хранения и по снижению их негативных последствий для работниковуказанных объектов, населения и окружающей среды; учет и контроль ядерныхматериалов и радиоактивных веществ; охрану окружающей среды и радиационныйконтроль в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения; выполнение условийвыданных ей разрешений (лицензий) органами государственного регулированиябезопасности, а также использованием АС для тех целей, для которой онапредназначена.

Ответственностьэксплуатирующей организации не снижается в связи с деятельностью органовгосударственного регулирования безопасности и организаций, выполняющих дляэксплуатирующей организации работы и предоставляющих услуги в областииспользования атомной энергии, в том числе проектировщиков, строителей и др.

3.4.2. Взаимодействует с органамигосударственного регулирования безопасности, в том числе:

- обеспечивая разработку ипредставляя откорректированные части "Технического обоснованиябезопасности АС" (ТОБ АС)*, учитывающие внесенные в процессе строительстваизменения в проекте АС, а также результаты предпусковых наладочных работ,физического и энергетического пусков; соответствие ТОБ АС реальному состояниюподдерживается эксплуатирующей организацией в течение всего срока эксплуатацииАС;

___________

*Для АС, разрешение на строительство которыхне выдано Госатомнадзором России, вместо ТОБ АС предоставляется "Отчет пообоснованию безопасности АС" (ООБ АС).

- обеспечивая разработкутехнологического регламента по эксплуатации энергоблока АС в соответствии с ТОБАС (ООБ АС) и предоставление его в Госатомнадзор России в составе документации,обосновывающей заявку на получение разрешения (лицензии) на эксплуатацию;

- получая разрешения настроительство новых энергоблоков АС, на физический и энергетические пуски ипромышленную эксплуатацию энергоблоков АС;

- информируя органыгосударственного регулирования безопасности в установленном порядке о состояниибезопасности АС.

3.4.3. Организует разработку ивнедрение мероприятий по поддержанию безопасности АС, осуществляет анализ ихработы.

Обеспечивает:

- контроль за всейдеятельностью, важной для безопасности АС;

- безопасное для работниковобъектов использования атомной энергии и населения обращение с ядернымиматериалами и радиоактивными веществами и их хранение;

- учет индивидуальных дозоблучения работников АС;

- реализацию прав работниковобъектов использования атомной энергии на социально-экономические компенсации.

3.4.4. Организует разработку иреализацию программ ввода АС в эксплуатацию, разработку проектов выводаэнергоблоков из эксплуатации, согласование их с органами государственногорегулирования безопасности.

3.4.5. Организует обеспечение АСядерным топливом; оборудованием, запасными частями, приборами, нормативнымидокументами, необходимыми материально-техническими ресурсами.

3.4.6. Осуществляет организацию,проведение и контроль качества ремонтных работ и работ по модернизации и заменеоборудования, выработавшего свой ресурс.

3.4.7. Обеспечивает организациюсбора, анализ, обобщение и передачу информации об отказах оборудования инарушениях в работе АС, разработку и реализацию необходимых корректирующих мери обмен опытом.

3.4.8. Обеспечиваетинженерно-техническую поддержку атомных станций, входящих в эксплуатирующуюорганизацию в установленном порядке, выделяет финансовые средства и организуетвыполнение научно-исследовательских и конструкторских работ с целью повышениябезопасности, надежности и эффективности работы АС.

3.4.9. Организует и координируетразработку и выполнение программ обеспечения качества на всех этапах создания,эксплуатации и вывода из эксплуатации АС (энергоблока АС).

3.4.10. Взаимодействует спроектными и монтажными организациями, предприятиями-изготовителями и другимиорганизациями, включая международные.

3.4.11. Решает вопросы социальногоразвития трудовых коллективов как фактора, формирующего благоприятные условияобеспечения безопасности АС.

3.4.12. Устанавливает требования куровню квалификации персонала АС. Обеспечивает подбор, подготовку и поддержаниеквалификации* эксплуатационного персонала в соответствии с действующиминормативными документами. Обеспечивает создание для них необходимыхсоциально-бытовых условий на производстве.

__________

* Предъявляемые квалификационные требования к работникам АС, которыедолжны получать разрешения (лицензии) на право ведения работ в областииспользования атомной энергии, определяются Правительством РоссийскойФедерации.

3.4.13. Решает вопросы по обращениюс ядерным топливом, радиоактивными отходами на всех этапах жизненного цикла АСв соответствии с законодательством Российской Федерации.

3.4.14. Обеспечивает осуществлениефизической защиты АС, режим секретности, разработку и реализацию мер пожарнойбезопасности.

3.4.15. Разрабатывает совместно сорганами государственного регулирования безопасности специальнуюрегламентирующую документацию по взаимодействию эксплуатирующей организации, АСи органов государственного регулирования безопасности по отдельным видамдеятельности в процессе обеспечения безопасной эксплуатации.

3.4.16. Представляет всоответствующие органы государственного регулирования безопасности результатыинспекций по контролю за безопасностью атомных станций и ежегодные отчеты пообоснованию безопасности действующих АС.

3.4.17. Осуществляет ежегодноепроведение физической инвентаризации ядерных материалов, представляет наосновании данных, получаемых от АС, в Госатомнадзор России балансовые иинвентарные отчеты о ядерных материалах, а также изменениях инвентарныхколичеств ядерных материалов.

3.4.18. Поддерживает связь сорганами государственной власти и общественными организациями, организуетраспространение информации о работе АС в печати и других средствах массовойинформации. Обеспечивает информирование населения о радиационной обстановке всанитарно-защитной зоне и зоне наблюдения.

3.5. Эксплуатирующаяорганизациясоздает необходимую организационную структуру для безопасной эксплуатации АС.

Структура эксплуатирующейорганизации должна обеспечивать:

3.5.1. Четкое распределениеобязанностей, полномочий и ответственности между подразделениями и должностнымилицами эксплуатирующей организации.

3.5.2. Контроль качества идеятельности по обеспечению качества на всех этапах жизненного цикла АС.

3.5.3. Контроль за ведением учетаядерных материалов и их физической защитой, обеспечением пожарной безопасностиАС.

3.5.4. Контроль за соответствиемформ и сроков представления в органы государственного регулированиябезопасности отчетов или другой требуемой информации.

3.5.5. Надлежащую подготовкуэксплуатационного персонала.

3.5.6. Взаимодействие с органамигосударственного регулирования безопасности и выполнение их требований, в томчисле проведение лицензионного процесса, включая проведение собственныхэкспертиз и оценок безопасности.

3.5.7. Установление связей спроектными и монтажными организациями, предприятиями-изготовителями и другимиорганизациями.

3.5.8. Надлежащую связь собщественностью и т.д.

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ КАЧЕСТВА

4.1 Обеспечение качества - планируемая исистематически осуществляемая деятельность, направленная на то, чтобы всеработы и предоставляемые услуги по созданию, эксплуатации и выводу АС изэксплуатации проводились установленным образом, а их результаты удовлетворялипредъявленным требованиям.

4.2. Деятельностьэксплуатирующей организации и атомных станций по обеспечению качества должна охватывать все этапыжизненного цикла АС от выбора площадки под строительство до вывода АС изэксплуатации.

4.3. Для обеспечениятребуемого качества деятельности, выполняемых работ и предоставляемых услуг в областииспользования атомной энергии в эксплуатирующей организации АС и на атомныхстанциях должны быть созданы и внедрены системы управления качеством.

4.4. Должна быть определена, доведена до всего персоналаи выполняться политика в области обеспечения качеств.

4.5. Вся деятельность покачествудолжна регламентироваться:

- "Общей программойобеспечения качества для атомной станции" - ПОКАС(О);

- "Программойобеспечения качества при выборе площадки атомной станции" - ПОКАС(ВП);

- "Программойобеспечения качества при проектировании атомной станции" - ПОКАС(П);

- "Программойобеспечения качества при разработке реакторной установки" - ПОК(РУ);

- "Программамиобеспечения качества при разработке и изготовлении оборудования и/или изделийсистем, важных для безопасности АС" - ПОК(Р) и ПОК(И);

- "Программойобеспечения качества при сооружении (строительстве) атомной станции" -ПОКАС(С);

- "Программойобеспечения качества при вводе атомной станции в эксплуатацию" -ПОКАС(ВЭ);

- "Программойобеспечения качества при эксплуатации атомной станции" - ПОКАС(Э);

- "Программойобеспечения качества при выводе из эксплуатации атомной станции" -ПОКАС(СЭ).

Каждая программа обеспечениякачества должна быть утверждена до начала регламентируемых ею работ.

4.6. При разработке программобеспечения качества должны учитываться требования правил и норм, действующих в областииспользования атомной энергии.

Требования к качеству иметодам обеспечения качества должны устанавливаться с учетом определеннойправилами и нормами в области использования атомной энергии классификацииоборудования, систем и сооружений по степени их важности для безопасности АС.

4.7. Ответственность заразработкуобщей программы обеспечения качества на АС - ПОКАС(О), программы обеспечениякачества при вводе АС в эксплуатацию - ПОКАС(ВЭ), программы обеспечениякачества при эксплуатации АС - ПОКАС(Э), программы обеспечения качества привыводе АС из эксплуатации - ПОКАС(СЭ) возлагается на эксплуатирующуюорганизацию.

4.8. Эксплуатирующаяорганизацияможет передать разработку и/или выполнение отдельных этапов (частных программ)организациям (предприятиям), имеющим соответствующую на то лицензию(разрешение), однако ответственность за общую программу обеспечения качества наАС в целом остается за эксплуатирующей организацией.

4.9. В зависимости отспецифики исостояния энергоблока АС эксплуатирующая организация АС может предусматриватьразработку дополнительных частных программ обеспечения качества по сравнению с п. 4.5.

4.10. Организации,выполняющие работы и предоставляющие услуги в области использования атомной энергии, всоответствии с принятым разделением работ несут ответственность за разработку ивыполнение программ обеспечения качества по своему направлению деятельности.

Программы разрабатываются иутверждаются до начала регламентирующих ими работ.

4.11. Эффективноефункционирование программы обеспечения качества должно осуществляться посредством:

- контроля за ходомвыполнения принятой политики качества и плана мероприятий по обеспечениюкачества;

- анализа показателейкачества;

- регулярных инспекторскихпроверок;

- ревизий эффективностифункционирования ПОКАС(О), ПОКАС(ВЭ), ПОКАС(Э), ПОКАС(СЭ) эксплуатирующейорганизацией;

- ревизий эффективностифункционирования программ обеспечения качества организаций, выполняющих работыи предоставляющих услуги в области использования атомной энергии дляэксплуатирующей организации и АС;

- разработки по результатаманализа показателей качества, инспекторских проверок и ревизий, необходимыхкорректирующих мер и контроля за их реализацией.

4.12. Должна бытьразработанаи задействована организационная структура управления качеством, междупредприятиями (организациями), подразделениями и должностными лицамираспределены функции, определены полномочия и ответственность, вплоть донепосредственных исполнителей.

4.1.3. При наличии сложнойорганизационной структуры необходимо обеспечить установление связей между организациями(предприятиями) таким образом, чтобы соблюдалась иерархия подчиненности.

4.14. В эксплуатирующей организациии АС должныбыть утвержденные перечни действующих федеральных, отраслевых и станционныхнормативных документов по обеспечению качества.

Документы по качеству могутбыть включены в общие перечни действующих по эксплуатации АС документов.Допускается ссылка на отдельные действующие перечни, утвержденные вустановленном порядке на отраслевом или станционном уровне.

4.15. Необходимо планироватьи проводить мероприятия по пропаганде и внедрению ПОКАС для того, чтобы работники четко понималиважность вопросов качества, их связь с экономичностью работы и безопасностьюАС.

4.16. Для проверкивыполнения и эффективности функционирования ПОКАС должны проводиться инспекции подразделений АС иревизии организаций, выполняющих работы или предоставляющих услуги в областииспользования атомной энергии по договорам с эксплуатирующей организацией илиАС.

4.17. Должны бытьразработаны и утверждены график и порядок проведения инспекций и ревизии.

Периодичность проведенияревизий функционирования ПОКАС организаций, выполняющих работы ипредоставляющих услуги в области использования атомной энергии определяетсязаказчиком изделий (услуг), исходя из состояния уровня качества в этихорганизациях.

В случае существенногоухудшения показателей качества деятельности подразделений АС или организаций, атакже внесения серьезных изменений в действующую систему качества могутназначаться внеплановые инспекции или ревизии.

4.18. По результатаминспекций и ревизий должны представляться акты с необходимыми корректирующимимероприятиями по поддержанию требуемого уровня качества.

4.19. Должны быть созданы изадействованыв эксплуатирующей организации и на АС системы контроля эффективностифункционирования программ обеспечения качества, включающие в себя как минимум:

- порядок сбора, хранения,обработки и представления информации по качеству;

- контроль соответствиятехнологического процесса установленным показателям качества, анализпоказателей качества;

- контроль своевременного икачественного выполнения плановых и неплановых заданий, по которым определенысроки и исполнители;

- контроль проведения понаправлениям деятельности в установленные графиком сроки инспекций и ревизий.

5. КОНТРОЛЬ И ИНСПЕКЦИИ ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИЗА ОБЕСПЕЧЕНИЕМ КАЧЕСТВА И ВЫПОЛНЕНИЕМ ТРЕБОВАНИЙ ПРАВИЛ И НОРМ В ОБЛАСТИИСПОЛЬЗОВАНИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

5.1. Система контроля иинспекцийэксплуатирующей организации является составной частью системы ведомственногоконтроля Министерства Российской Федерации по атомной энергии, осуществлениекоторого возложено на министерство согласно положению о нем.

5.2. Целью деятельностисистемыконтроля и инспекции эксплуатирующей организации является постоянный контрольза обеспечением качества и выполнением требований правил и норм в областииспользования атомной энергии на всех этапах жизненного цикла АС.

5.3. Основными задачами при функционированиисистемы контроля и инспекций являются:

- контроль за безопасностьюАС;

- контроль за всеми видамидеятельности, важной для безопасности АС;

- контроль деятельностипредприятий (организаций) в части выполнения ими работ или предоставления услугдля АС по качеству и безопасности АС;

- контроль деятельностипредприятий контрольно-приемочными инспекциями по обеспечению качества ивыполнению требований норм и правил по безопасности при изготовлении, поставкеоборудования и материалов для атомных станций;

- контроль радиационногосостояния окружающей среды и соблюдение природоохранного законодательства всанитарно-защитной зоне и в зоне наблюдения;

- контроль за использованиемАС только для тех целей, для которых она была спроектирована и построена;

- контроль соблюдениятребований условий разрешений (лицензий), выдаваемых органами государственногорегулирования безопасности на осуществление видов деятельности эксплуатирующейорганизации в области использования атомной энергии.

5.4. Основными функциями системы контроля иинспекций являются:

- проведение провероквыполнения требований НД по обеспечению качества, правил и норм прииспользовании атомной энергии атомными станциями, предприятиями, организациямии их контрольными службами, должностными лицами на всех этапах жизненного циклаатомной станции;

- проведение контролякачества изготовления и техническая приемка оборудования и материалов(контрольно-приемочная инспекция) на предприятиях-изготовителях в соответствиис установленной номенклатурой и перечнем продукции, подлежащей техническойприемке;

- осуществление контроля заразработкой и реализацией мероприятий по внедрению вновь вводимых НД побезопасности и качеству АС;

- сбор и анализ информации,оценка эффективности функционирования системы качества эксплуатирующейорганизации, общей и частных программ обеспечения качества для АС;

- контроль соблюденияусловий выданных разрешений (лицензий) органов государственного регулированиябезопасности на осуществляемые виды деятельности;

- -контроль поддержанияготовности по планам мероприятий по защите персонала и населения (в пределахответственности эксплуатирующей организации и АС) в случае аварий и готовностиперсонала к действиям в аварийных ситуациях;

- контроль достаточностиорганизационных и технических мер обеспечения физической защиты АС, ядерных ирадиоактивных материалов, а также предотвращения несанкционированного доступана АС;

- контроль деятельностидирекций строящихся АС по обеспечению качества строительно-монтажных работ ивыполнению требований норм и правил на этапах строительства АС, монтажаоборудования, пусконаладочных работ;

- анализ эффективностивыполнения функций эксплуатирующей организации, разработка и реализация корректирующихмероприятий;

- представление вустановленном порядке в органы государственного регулирования безопасности иорганы управления использованием атомной энергии результатов инспекций ипериодических отчетов по состоянию безопасности АС.

5.5. Система контроля иинспекцийэксплуатирующей организации должна быть нацелена на выявление и предупреждениенедостатков и их причин в состоянии безопасности, надежности и эффективностиработы АС, в уровне качества ведения работ на всех этапах жизненного цикла АС,в обеспечении выполнения функций эксплуатирующей организации.

5.6. В установленном порядке должна быть разработанаконкретная руководящая и нормативная документация контрольной и инспекционнойдеятельности на конкретных этапах жизненного цикла атомной станции.

Состав указанных документовдолжен определяться перечнем руководящих документов системы контроля иинспекции.

5.7. Структурная схемасистемы контроля и инспекции должна удовлетворять принципу полной и никому непередаваемой ответственности эксплуатирующей организации и должна позволятьвести:

- контроль выполненияструктурными подразделениями функций эксплуатирующей организации согласноустава предприятия;

- контроль деятельностиадминистративного руководства АС по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатацииАС;

- контроль деятельности врамках общей программы обеспечения качества АС, предприятий (организаций),выполняющих работы или предоставляющих услуги для АС на всех этапах жизненногоцикла.

5.8. Управлениедеятельностью но контролю и инспекциям должно осуществляться на основе требований,предъявляемых к государственным предприятиям, выполняющим функцииэксплуатирующей организации АС (законы и законодательные акты РоссийскойФедерации, нормы и правила в области использования атомной энергии, уставпредприятия, договор о передаче федерального имущества в полное хозяйственноеведение, положение о Министерстве Российской Федерации по атомной энергии,организационно распорядительные документы и стандарты предприятия).

5.9. Контрольно-приемочнаяинспекция(КПИ) должна осуществлять контроль качества изготовления и техническую приемкуядерного топлива, оборудования, приборов, систем и материалов в соответствии сустановленной номенклатурой и перечнем продукции, подлежащей обязательнойтехнической приемке.

Для осуществления своейдеятельности КПИ должна получить в установленном порядке соответствующиеразрешения (лицензии) органов государственного регулирования безопасности.

Осуществление контролякачества изготовления и технической приемки определяются документами,утвержденными в установленном порядке.

Наличие технической приемкиКПИ не снимает ответственности с предприятия-изготовителя за обеспечениенадлежащего качества продукции.

6. ВЫБОР ПЛОЩАДКИ РАЗМЕЩЕНИЯ АС

6.1. Правовую основу решенийо размещенииАС устанавливает Федеральный закон "Об использовании атомнойэнергии".

6.2. Основные процессы, связанные с инициированиемсооружения, обоснованием инвестиций в строительство, выбором площадки,разработкой проектной документации АС, ее согласованием и утверждением,регламентируются "Правилами принятия решений о размещении и сооруженииядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения".

6.3. Требования к составу,объему, содержанию и оформлению проектно-изыскательской документации, необходимойдля выбора, согласования и утверждения пункта* и площадки** строительстваатомной станции устанавливается нормативным документом "Требования кразработке технико-экономического обоснования строительства атомной станции.Положение о порядке выбора площадки строительства".

____________

* Пунктразмещения АС - территория, на котором могут быть размещены одна или несколькоплощадок строительства АС в пределах района.

** Площадкастроительства АС - территория в пределах охраняемого периметра, на которойразмещаются все основные и вспомогательные сооружения АС, и территория запределами ограды, на которой размещаются внешние гидросооружения, подводящие иотводящие каналы, водоемы-охладители, жилпоселок, строительная база и т.д.

6.4 Работы по выбору места расположенияатомной станции выполняются в два этапа:

- выбор пункта размещенияАС;

- выбор площадкистроительства АС.

6.5. Выбор пункта размещения АС определяется с учетомособенностей природных условий района предполагаемого размещения АС и оценки еевозможного влияния на экологию прилегающих районов на основе проведенныхкомплексных инженерных изысканий в объеме действующих нормативных документов,включая:

- "Размещение атомныхстанций. Основные критерии и требования по обеспечению безопасности";

- "Основные требованияпо составу и объему инженерных изысканий и исследований при выборе пункта иплощадки АС";

- "Руководство поразработке и содержанию обоснования экологической безопасности АС";

- "Инженерные изысканиядля строительства. Основные положения". СНиП11-02-96.

- "Нормы проектированиясейсмостойких атомных станций";

- и другие действующиенормативные документы.

6.6. Материалы по обоснованиювыбора пункта размещения АС после согласования в установленном порядке сзаинтересованными организациями в составе ходатайства о намерениях направляютсяна рассмотрение в федеральные органы исполнительной власти, осуществляющиеуправление использованием атомной энергии, и в органы исполнительной властисубъекта Российской Федерации, на территории которого намечается размещение АС.

6.7. При положительномрешении порезультатам рассмотрения ходатайства о намерениях выполняются необходимыеработы по определению площадки строительства АС.

6.8. Площадка строительства АС определяется в пределахвыбранного и согласованного пункта в соответствии с земельными, водными,лесными, природоохранными и другими законодательствами РФ, межотраслевыминормами и нормами органов государственного регулирования безопасности, а такжес учетом решения органов государственной власти субъекта РФ по выбору пунктаразмещения АС.

6.9. Требования к составу,объему, содержанию и оформлению проектно-изыскательской документации,необходимой для выбора, согласования и утверждения площадки строительства АС,определяются нормативным документом "Требования к разработкетехнико-экономического обоснования строительства атомной станции. Положение опорядке выбора площадки строительства".

Обосновывающие материалы дляпринятия решения о размещении АС должны разрабатываться на основании норм иправил в области использования атомной энергии и охраны окружающей среды.

6.10. Материалы пообоснованию выбора площадки для строительства АС должны быть направлены в Госатомнадзор Россиидля выдачи предварительного заключения на площадку строительства АС.

Процедура полученияпредварительного заключения на площадку для строительства АС определяетсяруководящими документами указанного органа государственного регулированиябезопасности.

6.11. Разработанныеобоснования инвестиций с приложением необходимых материалов согласований и решение опредварительном месте размещения АС, соответствующих коммуникаций, а также еесанитарной (охранной) зоны направляются в орган исполнительной власти субъектаРоссийской Федерации для оформления акта выбора земельного участка всоответствии с земельным законодательством Российской Федерации,законодательством Российской Федерации о недрах, законами и иными нормативнымиправовыми актами Российской Федерации.

6.12. Утверждениеобоснования инвестиций, в составе ТЭО, осуществляется на основе заключений государственныхэкспертиз, включая экологическую, заключений соответствующих федеральныхорганов исполнительной власти и решения органа исполнительной власти субъектаРоссийской Федерации о согласовании места размещения (площадки строительства)АС.

6.13. Первичным документомдля получения разрешения на размещение и сооружение атомных станций исоответствии с требованиями по обеспечению безопасности является технико-экономическоеобоснование, на первом этапе подготовки которого (выбор места размещения АС)разрабатываются материалы в объеме, необходимом для обоснования инвестиций.

7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ АС

7.1. Цель проектированияатомной станции заключается в создании проекта, в котором оборудование, системы,здания и сооружения станции удовлетворяют таким требованиям, обладают такимихарактеристиками, выполнены из таких материалов, объединены таким образом, чтов результате выполняются общие технические требования к станции и соответствуюттребованиям, обеспечивающим достижение целей безопасности, удовлетворяющихпринципам безопасности, установленным "Общими положениями обеспечениябезопасности атомных станций" и другими правилами и нормами, действующимив области использования атомной энергии.

7.2. Проектирование должно осуществляться наосновании требований соответствующей законодательной базы РФ (об инвестиционнойдеятельности, о земле, об охране окружающей среды и т.д.), федеральных иотраслевых нормативных документов по проектированию.

7.3. Организации,осуществляющие проектирование АС (энергоблока АС), должны иметь на это лицензии(разрешения) Госатомнадзора России.

7.4. Обязательным условием при выполнении проектнойпродукции является соблюдение требований действующих федеральных (российских)норм, правил и стандартов в области строительства и градостроительства, норм иправил в области использования атомной энергии.

7.5. Разработка проектнойдокументацииосуществляется на основе утвержденных (одобренных) "Обоснований инвестицийв строительство предприятий, зданий и сооружений".

7.6. Основным документом, регулирующим взаимныеобязательства и ответственность сторон, является договор (контракт),заключаемый заказчиком с привлекаемыми им для разработки проектной документациипроектными организациями. Неотъемлемой частью должно быть задание напроектирование.

7.7. Состав задания напроектирование и исходных данных определяется в соответствии с "Инструкцией опорядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документациина строительство предприятий, зданий и сооружений" СНиП11-01-95.

7.7.1. В задании на проектированиеустанавливают необходимость разработки документации на пусковые комплексыэнергоблоков АС.

7.7.2. При необходимости измененияутвержденного задания должно быть разработано дополнение к заданию напроектирование, которое подлежит согласованию и утверждению в порядке,установленном для основного задания.

7.8. Разработку проекта выполняют в соответствии сзаданием на проектирование, а также с требованиями СНиП11-01-95.

7.8.1. Все технические решения посистемам безопасности, важным для безопасности, принятые с отступлениями отутвержденных в технико-экономическом обосновании (ТЭО) до включения в проект,должны быть представлены в Госатомнадзор России и Федеральное управлениемедико-биологических и экстремальных проблем при Минздраве России (далее потексту Минздрав России).

7.8.2. Материалы по обоснованиюбезопасности АС, разрабатываемые с учетом "Требований к содержанию отчетапо обоснованию безопасности АС", материалы ТЭО в части обоснованияразмещения АС на площадке, а также другие документы по вопросам обеспечениябезопасности и области использования атомной энергии направляются вГосатомнадзор России.

7.9. Разработка рабочейдокументации

7.9.1. Основанием для разработкирабочей документации является утвержденный проект АС.

7.9.2. Рабочая документация длястроительства АС (энергоблока АС) разрабатывается в соответствии сгосударственными Российскими стандартами системы проектной документациистроительства (СПДС).

7.9.3. С введением новых иуточнением действующих НД проектная организация по договору с заказчиком должнавносить изменения в рабочую документацию с учетом фактического состояниястроительства.

7.10. Критерии и принципыбезопасности атомной станции и реакторной установки

7.10.1. Атомная станция (реакторнаяустановка) должна проектироваться с учетом ряда событий, включая нормальныеусловия, ожидаемые эксплуатационные нарушения, чрезвычайные внешние события иаварийные условия. С этой целью для установления проектных решений применяютсяпринципы и критерии безопасности.

7.10.2. Основополагающие принципы икритерии безопасности АС и реакторной установки (РУ) установлены в нормативныхдокументах: "Общие положения обеспечения безопасности атомныхстанций", "Правила ядерной безопасности реакторных установок атомныхстанций", "Размещение атомных станций. Основные критерии и требованияпо обеспечению безопасности", "Типовое содержание техническогообоснования безопасности реакторной установки", "Типовое содержаниетехнического обоснования безопасности атомной станции"*.

__________

* Для АС, разрешение пастроительство которых не выдано Госатомнадзором России, вместо ТОБ АСпредставляется "Отчет по обоснованию безопасности АС" (ООБ АС).

7.11. Учет сейсмичности приразработке проекта

7.11.1. В проекте должнаприводиться классификация систем важных для безопасности АС и их элементов покатегориям сейсмостойкости в соответствии с "Нормами проектированиясейсмостойких АЭС" и "Нормами расчета на прочность".

7.11.2. В проекте должно бытьпоказано, выполняются ли для оборудования АС условия вышеуказанных НД с учетомсейсмических воздействий. Все несоответствия должны быть перечислены иобоснованы.

7.11.3. Проектом должны бытьпредусмотрены сейсмические и другие испытания контрольно-измерительныхприборов, электрооборудования, технических средств АСУ.

7.12. Разработкатехнологического регламента

7.12.1. Технологический регламентпо безопасной эксплуатации АС разрабатывается Генеральным проектировщиком АС сучастием Научного руководителя и Главного конструктора реакторной установки всоответствии с "Отчетом по обоснованию безопасности АС".

7.13. В разделе проекта"Руководство эксплуатацией" должны быть отражены:

- организационная структура,в том числе: организация управления и технического обеспечения;

- организация эксплуатации,в том числе: технологическая схема энергетической установки; права, обязанностии ответственность персонала энергетической установки; оперативный персонал;

- требования к уровнюквалификации персонала АС;

- обучение,аттестация/лицензирование и тренировка персонала;

- планирование на случайаварии;

- проверка деятельности в периодэксплуатации АС;

- эксплуатационная иремонтная документация по ГОСТ 2.601, ГОСТ 2.602,ГОСТ 2.604;

- производственнаябезопасность.

7.14. В разделе проекта"Вывод из эксплуатации" должны быть отражены:

- обоснование концепциивывода из эксплуатации АС;

- описание основнойпоследовательности этапов принятого варианта вывода из эксплуатации АС;

- описание основных работ наблоке АС после его окончательного останова;

- перевод блока в безопасноесостояние;

- организационно-техническиемероприятия;

- организация работ посбору, обработке, упаковке, хранению и захоронению радиоактивных отходов;

- мониторинг радиационнойобстановки;

- восстановление (рекреация)промплощадки АС, использование ее и сооружений АС для народнохозяйственныхнужд;

- оценка затрат навыполнение работ по выводу АС из эксплуатации.

7.15. Разработка иосуществление программ обеспечения качества при проектировании (ПОКАС(П)) являютсяобязательными.

Программы обеспечениякачества должны разрабатываться в соответствии с "Требованиями к программеобеспечения качества для АС".

ПОКАС(П) в обязательномпорядке распространяются на системы и элементы АС, важные для безопасности.

Помимо этого, частные ПОКАСпри создании АС распространяются на жилищно-гражданское строительство,строительство автодорог, охрану окружающей среды.

7.15.1. Ответственным за разработкуи выполнение ПОКАС(П) является Генеральный проектировщик АС.

8. СООРУЖЕНИЕ АС

8.1. Настоящий разделустанавливает дополнительные требования к организации строительного производства* присооружении атомных станций (энергоблоков АС) и не отменяет требованийдействующих правил и норм Минстроя России. Требования настоящего разделараспространяются также и на заводы - изготовители оборудования и конструкции,заводы стройиндустрии, а также заводы по выпуску материалов и комплектующихизделий.

___________

* Под термином "строительство"подразумеваются работы общестроительного направления, работы по монтажуоборудования АС (энергоблока АС), включая электромонтажные, работы по монтажусистем вентиляции, работы по специальной антикоррозийной защите и т.д., работывыполняемые заводами - изготовителями комплектующих изделий, материалов,конструкций для сооружаемой АС (энергоблока АС).

8.2. Строительство объектоватомных станций может быть начато только при условии наличия разрешения (лицензии)Госатомнадзора России, выдаваемого по заявке эксплуатирующей организации наосновании рассмотрения материалов, разработанных в технико-экономическомобосновании.

В период строительства блокаАС организации (предприятия), осуществляющие строительную деятельность, попредставлению эксплуатирующей организации должны получать лицензии (разрешения)на отдельные виды деятельности и этапы выполнения работ.

Перечень документов,представляемых в Госатомнадзор России, и процедуры получения лицензий(разрешений) определяются руководящими документами Госатомнадзора России.

8.3. Строительстводопускается осуществлять только на основе предварительно проработанных решений поорганизации строительства и технологии производства работ, которые должны бытьприняты в проекте организации строительства и проекте производства работ, атакже при наличии соответствующей программы ПОКАС(С).

8.4. Ответственным заразработку и выполнение программы обеспечения качества при строительстве АСПОКАС(С) является Генеральный подрядчик по строительству АС.

Эксплуатирующая организацияосуществляет контроль за разработкой и выполнением программы обеспечениякачества ПОКАС(С).

8.5. До получения разрешенияна строительство АС эксплуатирующая организация создает структурные подразделения дляосуществления непосредственно на площадке деятельности по созданию и безопаснойэксплуатации АС, наделяя их необходимыми правами, финансовыми средствами,материальными и людскими ресурсами и возлагает на них ответственность за этудеятельность, а также осуществляет контроль за этой деятельностью.

8.6. Все руководители,специалисты и рабочие, участвующие в сооружении объектов АС (энергоблоков АС), должныпроходить проверку знаний федеральных норм и правил в области использованияатомной энергии.

8.7. При выявлении на любомиз этапов строительства АС дополнительных фактов, приводящих к снижению уровня безопасности этихАС, ухудшению состояния окружающей среды или влекущие иные неблагоприятныепоследствия, государственный орган, принявший решение о строительстве АС,обязан отменить принятое им решение либо прекратить или приостановить ихстроительство для принятия (разработки) корректирующих мер по устранениювыявленных отклонений.

9. ВЫВОД АС ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

9.1. Вывод из эксплуатацииблока АСдолжен осуществляться в соответствии с проектом вывода блока из эксплуатации,как правило, после выработки проектного или продленного срока.

Основанием для вывода изэксплуатации блока АС является решение эксплуатирующей организации.

9.2. Эксплуатирующаяорганизациядолжна осуществлять планирование работ по выводу блоков АС из эксплуатации иобеспечивать их выполнение в соответствии с требованиями федеральных норм иправил в области использования атомной энергии. Необходимость обеспечениявыполнения работ по выводу блока АС из эксплуатации должна учитываться на всехпредшествующих этапах жизненного цикла блока АС.

9.3. На стадиипроектирования блока АС должны быть реализованы проектные, технические и организационныерешения, которые без снижения эксплуатационных параметров блока позволятснизить затраты на вывод блока АС из эксплуатации, в том числе:

9.3.1. При проведении НИР и ОКР пореакторной установке должна быть учтена перспектива вывода из эксплуатацииблока атомной станции, включая предполагаемые работы по демонтажу РУ, ссоответствующим отражением в разделе "Вывод из эксплуатации" "Техническогообоснования безопасности РУ"*.

9.3.2. Проект блока АС долженсодержать раздел "Вывод из эксплуатации", содержание которого должноучитывать факторы и ограничения, влияющие на работы по выводу из эксплуатацииблока.

9.3.3. В соответствии стребованиями по обеспечению безопасности вывода из эксплуатации блока АС должнабыть разработана глава "Технического обоснования безопасности АС"*.

___________

*Для АС, разрешение настроительство которых не выдано Госатомнадзором России, вместо ТОБ АСпредоставляется "Отчет по обоснованию безопасности АС" (ООБ АС).

9.4. На стадии эксплуатацииблока АСдолжна быть осуществлена плановая подготовка блока к выводу из эксплуатации.При этом должно быть предусмотрено выполнение следующих работ:

9.4.1. В течение всего периода эксплуатациидолжны производиться сбор, систематизация и хранение информации об историиэксплуатации блока АС.

9.4.2. Должен быть своевременноосуществлен выбор направления прекращения эксплуатации блока атомной станции и,в случае принятия решения о выводе из эксплуатации, обеспечена разработкапроекта вывода блока атомной станции из эксплуатации в сроки, определенные"Общими положениями обеспечения безопасности атомных станций".

9.4.2.1. Выбор направленияпрекращения эксплуатации блока атомной станции, как правило, долженосуществляться на основании результатов технико-экономических исследований(ТЭИ) направлений прекращения эксплуатации блока АС.

ТЭИ проводятся на основаниирезультатов комплексного обследования блока АС, проводимого комиссией,назначаемой эксплуатирующей организацией, с учетом накопленной информации поистории эксплуатации блока АС и должны содержать анализ возможности реализациидвух направлений прекращения эксплуатации блока АС после его окончательногоостанова:

- вывод из эксплуатации блокаАС,

- продление срока службыоборудования, зданий и сооружений, в том числе за счет их перепрофилирования(конверсии).

9.4.2.2. Целью ТЭМ является анализтехнической реализуемости и экономической целесообразности направлений ивариантов прекращения эксплуатации блока АС, перечень которых устанавливаетсяэксплуатирующей организацией.

9.4.2.3. На основании проведенныхтехнико-экономических исследований должны быть выбраны:

- предпочтительноенаправление прекращения эксплуатации блока АС;

- предпочтительные вариантыреализации этого направления.

9.4.3. Б случае принятия порезультатам ТЭИ решения о выводе из эксплуатации блока АС разрабатывается"Программа подготовки блока АС к выводу из эксплуатации".

9.4.4. "Программа подготовкиблока АС к выводу из эксплуатации" должна содержать номенклатуру,последовательность, порядок, сроки и ответственных исполнителей по реализацииконкретных организационно-технических мероприятий по подготовке к проведениюработ по выводу из эксплуатации блока АС, а также номенклатуру,последовательность, порядок разработки различного рода документации,обеспечивающей проведение работ по подготовке вывода из эксплуатации блока АС.

9.4.5. "Программа подготовкиблока АС к выводу из эксплуатации", в частности, должна определять сроки иобъемы работ по проведению предварительного комплексногоинженерно-радиационного обследования, разработке необходимой проектнойдокументации, в том числе ТЭО варианта вывода из эксплуатации блока АС, проектавывода АС из эксплуатации.

9.4.6. Технико-экономическоеобоснование варианта вывода из эксплуатации блока АС предполагает сопоставлениеи уточнение альтернативных вариантов достижения заданного конечного состоянияблока, рассмотренных в технико-экономических исследованиях, и более углубленныйанализ технических, экономических, социальных и временных характеристикрассматриваемых вариантов, а также сопоставление уровней предполагаемогообеспечения безопасности при реализации этих вариантов.

9.5. После окончательногоостанова идо момента начала работ по выводу из эксплуатации блок АС считается находящимсяв эксплуатации.

После окончательногоостанова в технологический регламент и инструкции по эксплуатации окончательноостановленного блока АС должны быть внесены соответствующие изменения.

В указанный период должнабыть завершена подготовка блока к проведению работ по выводу из эксплуатации,получено разрешение органов государственного регулирования безопасности навыполнение работ по выводу блока АС из эксплуатации. При этом должно быть, вчастности, осуществлено:

- удаление ядерного топливаиз активной зоны реактора и из помещений блока АС;

- удаление радиоактивныхрабочих сред из оборудования и технологических систем;

- штатная дезактивацияоборудования, систем и строительных конструкций блока АС;

- доработка (в случаенеобходимости), согласование и утверждение проекта вывода блока АС изэксплуатации;

- разработка проектапроизводства работ (ППР), конструкторской и технологической документации,необходимых для производства работ по выводу блока из эксплуатации;

- приведение АС впрогнозируемое состояние (по ресурсу, составу оборудования, использованиюхранилищ, складов и т.п.);

- подготовка персонала дляпроведения работ по выводу из эксплуатации блока АС;

- согласование техническихрешений на частичный демонтаж оборудования блока АС.

В период подготовки блока квыводу из эксплуатации проводится комплексное инженерное и радиационноеобследование (КИРО) окончательно остановленного блока АС, целью которогоявляется:

- уточнение фактическогосостояния оборудования, систем и строительных конструкций блока АС споследующей оценкой их остаточного ресурса;

- определение радиационнойобстановки в помещениях блока и на промплощадке, установившейся на моментпроведения комплексного инженерного и радиационного обследования, а такжеполучение других исходных данных, необходимых для разработки (корректировки)проектной документации.

На основании данных,полученных и ходе КИРО на окончательно остановленном блоке, в случаенеобходимости, вносятся необходимые изменения и уточнения в ранее разработаннуюпроектную документацию по выводу блока АС из эксплуатации.

9.6. Вывод из эксплуатацииблока АСначинается после получения разрешения соответствующих органов государственногорегулирования безопасности на выполнение работ в соответствии с проектом выводаблока из эксплуатации.

С целью обеспечениянеобходимого планирования работ в соответствии с принятым вариантом вывода изэксплуатации разрабатывается "Программа вывода из эксплуатации блокаАС", определяющая порядок достижения заданного конечного состояния.

Указанная"Программа...", в частности, должна содержать:

- номенклатуру,последовательность, порядок, сроки и ответственных исполнителей работ по выводуиз эксплуатации блока АС;

- вопросыматериально-технического обеспечения работ по выводу;

- вопросы обеспечениябезопасности и контроля за проведением работ по выводу.

9.7. Вывод из эксплуатацииблока АСможет осуществляться по следующим основным вариантам:

- ликвидация блока АС;

- захоронение блока АС.

Указанные варианты характеризуютсяразличными способами, приемами и этапами проведения работ.

9.7.1. Вариант вывода изэксплуатации - "Ликвидация блока АС" - включает следующие этапы.

9.7.1.1. Этап подготовки блока ксохранению под наблюдением:

- консервация оборудования,систем и строительных конструкций блока АС,

- локализациявысокоактивного оборудования в помещениях реакторного отделения блока надлительный период, определяемый проектом вывода из эксплуатации.

На этом этапе сохраняетсяработоспособность системы радиационного контроля, а также целостность иработоспособность оборудования и систем, обеспечивающих безопасное содержаниеблока АС в режиме сохранения под наблюдением и проведение последующих работ повыводу из эксплуатации блока АС.

9.7.1.2. Этап сохранения поднаблюдением локализованного оборудования в течение длительного срокаобеспечивает снижение радиационной активности конструкций и основногооборудования за счет естественного распада радиоактивных изотопов.Продолжительность этапа зависит от срока службы строительных конструкций, вкоторых находится локализованное оборудование, необходимости освобожденияпромплощадки для строительства нового блока и может колебаться в пределах от 30до 100 лет.

9.7.1.3. Этап полной ликвидацииблока АС включает в себя:

- полный демонтажлокализованного оборудования и систем;

- ликвидацию зданий исооружений блока АС, не предназначенных для дальнейшего использования;

- переработку, упаковку иорганизованное хранение образующихся радиоактивных отходов на территориипромплощадки АС с последующей их отправкой в региональный могильник;

- рекультивациюосвободившейся территории промплощадки для строительства нового блока АС.

Целью данного этапа выводаиз эксплуатации блока АС является его перевод в радиационнобезопасноесостояние.

9.7.1.4. Все радиоактивные отходы,поступающие в хранилище, должны быть кондиционированы, подготовлены кзахоронению, храниться в упорядоченном виде и в форме, пригодной дляпоследующего извлечения с целью:

- дальнейшей переработки;

- замены упаковки иликонтейнера;

- захоронения.

9.7.2. Вариант вывода изэксплуатации - "Захоронение блока АС" - включает в себя следующиеэтапы:

9.7.2.1. Этап подготовки блока кзахоронению, в ходе которого осуществляется частичный демонтаж и удалениечистого, слабозагрязненного и низкоактивированного оборудования и систем блокаАС с последующей утилизацией радиоактивного оборудования и переработкой,упаковкой и складированием в помещениях реакторного отделения блока АСрадиоактивных отходов, подлежащих локализации в соответствии с проектом выводаиз эксплуатации.

9.7.2.2. Этап локализации, в ходекоторого осуществляется консервация оборудования, систем и строительныхконструкций блока АС, не подлежащих демонтажу, локализация высокоактивногооборудования и кондиционированных радиоактивных отходов в помещенияхреакторного отделения блока, полный демонтаж и удаление оборудования, систем,строительных конструкций блока АС, не подлежащих захоронению или дальнейшемуиспользованию.

9.7.2.3. Этап захоронения блока АС,в ходе которого осуществляется сооружение дополнительных защитных барьеров(например, контайнмента) вокруг локализованных помещений реакторного отделениядля исключения распространения радиоактивного загрязнения в окружающую среду изащиты от стихийных бедствий и влияния атмосферных воздействий, а также дляисключения несанкционированного доступа в зону захоронения.

9.7.3. Возможны варианты вывода изэксплуатации блока АС, предусматривающие другие конечные цели вывода изэксплуатации, сочетания этапов выполнения работ, обусловленные фактическимсостоянием блока АС к моменту развертывания работ по выводу, перспективамииспользования промплощадки АС и т.д.

9.7.4. Временные интервалы икритерии оценки завершения каждого этапа вывода из эксплуатации определяютсяпроектом вывода из эксплуатации блока АС.

9.8. Решение о завершенииработ по выводу из эксплуатации блока АС принимает эксплуатирующая организациясовместно с органами государственного регулирования безопасности и другимизаинтересованными организациями на основании оформленных в установленномпорядке документов, подтверждающих соответствие достигнутого в ходе работсостояния блока АС требованиям проекта вывода блока из эксплуатации.

10. ФИЗИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА АС

10.1. Физическая защита ядерных установок,радиационных источников, пунктов хранения, ядерных материалов и радиоактивныхвеществ (далее по тексту АС) предусматривает единую систему планирования,координации, контроля и реализации комплекса технических и организационных мер,направленных на:

- предотвращениенесанкционированного проникновения на территорию АС, предотвращениенесанкционированного доступа к ядерным материалам и радиоактивным веществам,предотвращение их порчи или хищения;

- своевременное обнаружениеи пресечение любых посягательств на целостность и сохранность ядерных материалови радиоактивных веществ, своевременное обнаружение и пресечение диверсионных итеррористических актов, угрожающих безопасности АС;

- обнаружение и возвращениепропавших или похищенных ядерных материалов и радиоактивных веществ.

10.2. Физическая защита АС достигается решением рядапервоочередных задач:

- осуществлением допуска кработе на ядерной установке, на радиационном источнике, в пункте хранения, сядерными материалами и радиоактивными веществами только лиц, удовлетворяющихсоответствующим квалификационным требованиям, а также лиц, получивших допуск куказанной работе, связанной с обеспечением государственной тайны, всоответствии с требованиями к обеспечению государственной безопасности,установленными законодательством Российской Федерации; не допускаются к работелица с предусмотренными перечнем медицинских противопоказаний ограничениями подопуску к работе на ядерной установке, на радиоактивном источнике, в пунктехранения, с ядерными материалами и радиоактивными веществами;

- воспрещениемнесанкционированного или необоснованного доступа лиц в защищаемые зоны атомныхстанций;

- ограничением донеобходимого минимума и строгой регламентацией по месту, времени и видудеятельности доступа лиц к объектам защиты АС;

- воспрепятствованиемдоставки на АС диверсионно-террористических средств; граждане, посещающие вознакомительных целях АС, а также их вещи и транспортные средства могут бытьдосмотрены, в том числе с применением специальных средств;

- установлением постоянногоконтроля с использованием технических средств или присутственным порядком заматериалами, объектами и зонами защиты;

- получением своевременной идостоверной информации о несанкционированных действиях в отношении объектовфизической защиты АС;

- оперативнымзадействованием структур и формирований физической защиты АС для пресечениянесанкционированных действий в защищаемых зонах;

- планированием иоперативным принятием технологических решений, снижающих эффективностьвозникающих диверсионных угроз;

- привлечением к ликвидацииугроз взаимодействующих сил внешней поддержки;

- исполнением предписаний исоблюдением требований по физической защите всем персоналом АС;

- непрерывнымцентрализованным управлением физической защитой АС.

10.3. Надежность физическойзащиты АСдолжна обеспечиваться соблюдением ряда основных требований:

- обеспечение физическойзащиты должно осуществляться на всех этапах проектирования, сооружения,эксплуатации и вывода из эксплуатации АС, а также при транспортировании ядерныхматериалов и радиоактивных веществ; оценка угроз, разработка и внедрение мерфизической защиты должны упреждать каждый этап всего жизненного цикла АС;

- меры (уровни) физическойзащиты должны быть адекватны категории ядерного топлива и диверсионнойуязвимости объектов АС;

- в структуре физическойзащиты должны быть учтены меры, предусмотренные на АС в целях обеспечениябезопасности;

- физическая защита АСдолжна быть комплексом интегрированных, правовых, организационных, инженерных итехнических мер;

- физическая защита АСдолжна быть многорубежной (зональной);

- физическая защита должнабыть максимально объективной за счет активного применения, в пределах реальнойпотребности, надежных технических автоматизированных средств управления,контроля наблюдения, обнаружения и воздействия;

- задачи и функции всехэлементов физической защиты должны быть четко описаны, оформлены документально(инструкции, планы и т.п.) и практически отработаны со всеми исполнителями;

- к деятельности пофизической защите АС должны допускаться только профессионально подготовленные,отвечающие установленным требованиям лица и формирования;

- состояние и надежностьфизической защиты, в том числе ее диверсионная устойчивость, должныподвергаться инспекции в установленном порядке;

- требования надежностифизической защиты не должны противоречить условиям нормального управления иобслуживания АС и не препятствовать проведению работ по ликвидации возможныхаварий;

- физическая защита АСдолжна быть обеспечена финансовыми, техническими, кадровыми и информационнымиресурсами.

10.4. Физическая защита АС обеспечиваетсяэксплуатирующей организацией и Министерством Российской Федерации по атомнойэнергии.

10.5. Для выполнения функциипо обеспечению физической защиты АС могут привлекаться органы внутренних дел и органыслужбы безопасности.

10.6. Надзор за обеспечениемфизической защиты АС осуществляется органами государственного регулирования безопасности.

Часть II
ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

11. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИАС

11.1. Задачи иорганизационная структура

11.1.1. Основными обязанностямиработников эксплуатирующих организаций АС, атомных станций, предприятий иорганизаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС, являются:

- соблюдение пределов иусловий безопасной эксплуатации систем и оборудования;

- обеспечение надежной иэкономичной работы оборудования АС;

- снижение вредноговоздействия производства на людей и окружающую среду;

- соблюдениеоперативно-диспетчерской дисциплины;

- поддержание нормальногокачества отпускаемой энергии, нормированных частоты и напряжения электрическоготока, давления, температуры пара и горячей воды на нужды теплоснабжения.

11.1.2. Персонал АС должен яснопредставлять особенности производства тепловой и электрической энергии на АС,особенность энергетического производства, обязан строго соблюдать трудовую итехнологическую дисциплину, выполнять настоящие Правила, правила техникибезопасности, радиационной и ядерной безопасности, инструкции и другиедирективные документы, касающиеся его деятельности, правила личной гигиены ивнутреннего распорядка.

11.1.3. Атомные станции должныобеспечивать:

- производство и отпускэлектрической и тепловой энергии потребителям;

- безопасную, надежную,безаварийную работу оборудования, сооружений, устройств систем управления;

- обновление основныхпроизводственных фондов путем технического перевооружения, реконструкции АС имодернизации оборудования;

- эффективную работу станцийпутем снижения производственных затрат, повышения эффективности использованияустановленного оборудования, выполнения мероприятий по энергосбережению;

- высокую профессиональнуюподготовку и поддержание требуемой квалификации персонала на все времяэксплуатации АС;

- внедрение и освоение новойтехники, технологии ремонта и эксплуатации, эффективных и безопасных методоворганизации производства и труда;

- сбор, обработку, анализ,хранение информации об отказах оборудования и неправильных действиях персонала;

- распространение передовыхметодов производства и экономических знаний, положительного опыта эксплуатацииотечественных и зарубежных АС, развитие изобретательства и рационализации;

- обеспечение качестваэксплуатации и реализацию ПОКАС на АС;

- разработку плана защитыперсонала в случае радиационной аварии;

- разработку руководства поуправлению запроектными авариями до пуска АС (энергоблока);

- расследование случаевнарушений в работе АС;

- разработку и реализациюкорректирующих мер, предотвращающих повторное возникновение причин нарушений.

11.1.4. Атомные станциифункционируют в составе энергетической системы, представляющей собой комплексэлектростанций, котельных, электрических и тепловых сетей, связанных общностьюрежима работы и имеющих оперативное управление, осуществляемое диспетчерскойслужбой.

Несколько энергосистем,имеющих общий режим работы и общее диспетчерское управление, образуютобъединенную энергосистему (ОЭС).

Объединенные энергосистемы,соединенные межсистемными связями, имеющие общий режим работы и центральное диспетчерское управлениеи охватывающие значительную часть территории страны, образуют единуюэнергосистему (ЕЭС).

11.1.5. Организации и лица,ответственные за безопасную эксплуатацию АС:

- эксплуатирующаяорганизация несет ответственность за безопасность АС; указанная ответственностьне снимается с нее в связи с самостоятельной деятельностью и ответственностьюпредприятий и организаций, выполняющих для АС работы или предоставляющихуслуги; эксплуатирующая организация осуществляет постоянный контроль за всейдеятельностью на АС, важной для их безопасности;

- администрация АС несетответственность за безопасную эксплуатацию атомной станции в целом;

- персонал АС, по родувыполняемой работы, несет ответственность за безопасную эксплуатацию АС впределах, установленных должностными, производственными инструкциями(контрактами - при их наличии);

- на всех этапах жизненногоцикла АС ответственность за обоснование и полноту проектных решений (включаярешения по модернизации и реконструкции) несет проектная организация(разработчик проекта) в границах своего проектирования;

- ответственность запринятые проектные решения (включая реконструкцию и модернизацию),обеспечивающие безопасность и надежность реакторной установки, за достижениепроектных параметров в рамках технического проекта возлагается на разработчикареакторной установки;

- привлекаемые организации(монтажные, наладочные, научно-исследовательские, заводы изготовители и т.д.)несут ответственность за полноту и качество выполняемых работ, а также завыполнение требований правил безопасности своим персоналом при производстве(проведении) работ на АС.

11.1.6. Каждый случай нарушения вработе АС должен быть тщательно расследован и учтен в соответствии с"Положением о порядке расследования и учета нарушений в работе атомныхстанций".

При авариях и нарушениях вработе оборудования АС, при которых произошел выход радиоактивных веществ и/илиионизирующих излучений за предусмотренные проектом для нормальной эксплуатацииграницы в количествах, превышающих установленные пределы безопаснойэксплуатации, администрация АС обязана немедленно информировать об этом органыгосударственного регулирования безопасности и заинтересованные организации вустановленном порядке.

В случае нарушения работыважных для безопасности систем и оборудования реакторной установки без угрозывыхода радиоактивных веществ за предусмотренные проектом для нормальнойэксплуатации границы администрация АС обязана своевременно информироватьзаинтересованные организации и органы государственного регулированиябезопасности в соответствии с требованиями "Положения о порядкерасследования и учета нарушений в работе атомных станций".

11.1.7. Руководители АС должныпредъявлять в установленном порядке рекламации на все дефекты и случаиповреждения оборудования, зданий и сооружений, происшедших по винезаводов-изготовителей, проектных, строительных, монтажных, наладочных иремонтных организаций.

11.1.8. Организационная структурана атомной станции устанавливается по согласованию с эксплуатирующейорганизацией.

11.1.9. Разграничение функций,обязанностей, зон обслуживания систем и оборудования, помещений, зданий исооружений должно осуществляться соответствующими положениями о подразделенияхАС, границах зон обслуживания и разделительными ведомостями, утвержденнымидиректором АС.

11.1.10. Общее оперативноеруководство АС, энергоблоком осуществляют соответственно начальник сменыстанции и начальник смены блока. Оперативное обслуживание оборудованияэнергоблоков АС осуществляет персонал цехов (служб) по принадлежности.

11.2. Приемка в эксплуатацию оборудования исооружений

11.2.1. Новые или расширяемые АС,их отдельные очереди, пусковые комплексы и энергоблоки принимаются вэксплуатацию в порядке, установленном действующими нормами и правилами (СНиП,Правила приемки в эксплуатацию законченных строительством энергоблоков атомныхстанций (ВСНАС 90)). Данные требования распространяются также на приемку вэксплуатацию энергоблоков после расширения, реконструкции, техническогоперевооружения.

11.2.2. Приемка в эксплуатациюатомных станций или их частей осуществляется в объеме пускового комплекса,который должен быть разработан и представлен Генеральным проектантом АС.Пусковой комплекс должен включать в себя обеспечивающую нормальную эксплуатациюпри заданных параметрах часть полного проектного объема АС, состоящую изсовокупности сооружений и объектов, относящихся к энергоблоку АС. В нее должнывходить: оборудование; здания (или их часть) основного производственного,подсобно-производственного, вспомогательного, бытового, транспортного,ремонтного и складского назначения; средства диспетчерского и технологическогоуправления (СДТУ); средства связи; инженерные коммуникации; очистительныесооружения, благоустроенная территория; пункты общественного питания,здравпункты, УТП (при наличии в проекте), хранилища радиоактивных отходов.

Пусковой комплекс долженобеспечить: производство и отпуск электроэнергии потребителям; проведение внеобходимых объемах в соответствии с требованиями нормативной документациитехнического обслуживания и ремонта оборудования и систем АС; нормативныесанитарно-бытовые условия и безопасность работающих; соблюдение правил и нормбезопасности в атомной энергетике; пожарную безопасность; защиту от загрязненийокружающей среды.

11.2.3. Энергоблоки АС принимаютсяв эксплуатацию Государственной приемочной комиссией в два этапа: вопытно-промышленную и промышленную эксплуатацию. Приемка в опытно-промышленнуюэксплуатацию производится при устойчивой работе энергоблока в течение 72 часовна уровне тепловой мощности не менее 50 % от номинальной. Опытно-промышленнаяэксплуатация осуществляется в течение времени, необходимого для освоенияпроектной мощности и проведения в полном объеме испытаний по программеэнергетического пуска. Приемка в промышленную эксплуатацию энергоблока АСпроизводится Государственной приемочной комиссией после завершения опытно-промышленнойэксплуатации и проведения комплексного опробования на номинальной мощности.

11.2.4. Общее руководство, контрольи координацию работ по вводу энергоблока АС (пускового комплекса) вэксплуатацию должна осуществлять эксплуатирующая организация с участиемГенерального проектанта АС, Главного конструктора реакторной установки,Научного руководителя. Соблюдение требований безопасности при вводе энергоблокаАС (пускового комплекса) в эксплуатацию должна обеспечивать администрация АС.

11.2.5. Эксплуатирующейорганизацией в целях безопасного и качественного ведения работ по вводуэнергоблока АС (пускового комплекса) в эксплуатацию должны быть разработаны"Программа ввода блока АС в эксплуатацию" и "Программаобеспечения качества работ при вводе блока АС в эксплуатацию".

"Программа ввода блокаАС в эксплуатацию" должна содержать требования к полноте ипоследовательности проводимых испытаний оборудования, систем и энергоблока АС вцелом, выполнение которых обеспечивает безопасный ввод энергоблока (пусковогокомплекса) АС в эксплуатацию.

"Программа обеспечениякачества работ при вводе блока АС в эксплуатацию" должна представлятьсобой комплекс организационных и технических мероприятий по выполнению работпри вводе энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию в соответствии стребованиями правил и норм по безопасности, проектной и конструкторскойдокументации, а также по осуществлению контроля за данными работами; программадолжна определять права, обязанности и ответственность организаций ипредприятий, участвующих в обеспечении качественного ввода энергоблока(пускового комплекса) в эксплуатацию, и порядок их взаимодействия.

11.2.6. Администрация АСобеспечивает разработку и согласование программ предпусковых наладочных работ,физического и энергетического пусков и опытно-промышленной эксплуатации.Программы должны быть утверждены эксплуатирующей организацией и представлятьсяв установленном порядке Госатомнадзору России для получения разрешений наотдельные этапы работ.

11.2.7. Для выполнения работ повводу энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию организации ипредприятия должны иметь разрешение органов Госатомнадзора России на правоведения работ в области использования атомной энергии.

11.2.8. Перед приемкой впромышленную эксплуатацию энергоблока (пускового комплекса) АС в порядке,установленном правилами и нормами, в соответствии с "Программой вводаблока АС в эксплуатацию", согласованной с органами Госатомнадзора России,должны быть проведены:

- предпусковые наладочныеработы (ПНР), которые начинаются с принятия напряжения на системеэнергоснабжения энергоблока АС по проектной схеме и заканчиваются готовностьюэнергоблока атомной станции к физическому пуску;

- физический пуск, которыйначинается с загрузки ядерного топлива в реактор и заканчивается необходимымиэкспериментами по программе физпуска;

- энергетический пуск,включающий опытно-промышленную эксплуатацию, который предусматриваеткомплексное опробование и прием в промышленную эксплуатацию энергоблока АС спроведением необходимых испытаний оборудования и систем для подтвержденияпроектных параметров.

Требования кпоследовательности и объему предпусковых наладочных работ, физического иэнергетического пусков и приемочные критерии для вводимых в эксплуатациюоборудования и систем АС устанавливаются в проекте АС.

Во время строительства имонтажа зданий и сооружений должна быть проведена промежуточная приемка узловоборудования и сооружений, в том числе скрытых работ.

11.2.9. Для оперативного инаучно-технического руководства пуском энергоблока на период с началапроведения ПНР и кончая испытаниями на этапе освоения номинальной мощностисоздается непосредственно на АС Группа руководства пуском под руководствомглавного инженера АС, в состав которой входят представители предприятий иорганизаций, осуществляющих научно-технический и авторский надзор за пуском АС(энергоблока).

11.2.10. В процессе выполнения работпо вводу энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию должны бытьподтверждены, с документальным оформлением, проектные характеристикиоборудования и систем, а также уточнены технологические ограничения, пределы иусловия безопасной эксплуатации энергоблока АС.

11.2.11. Испытания оборудования исистем должны проводиться по проектным схемам после окончания всех строительныхи монтажных работ по данному узлу. Перед испытаниями должно быть провереновыполнение настоящих Правил, строительных норм и правил, норм и правилГосатомнадзора, Госгортехнадзора и других органов государственногорегулирования безопасности, "Правил устройства электроустановок",правил техники-безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- ипожаробезопасности, требований по защите окружающей среды, указанийзаводов-изготовителей, требований проектно-конструкторской документации,инструкций по монтажу оборудования.

11.2.12. С момента утверждения актаготовности оборудования и систем для выполнения работ по вводу энергоблока(пускового комплекса) в эксплуатацию на этом оборудовании и системах долженбыть установлен эксплуатационный режим и обслуживание их должно осуществлятьсяэксплуатационным персоналом.

Администрация АС наосновании утвержденного технологического регламента, документации разработчиковоборудования и проекта АС до предпусковых наладочных работ обеспечиваетразработку инструкций по эксплуатации, которые в дальнейшем должны бытьоткорректированы по результатам ввода энергоблока АС.

11.2.13. Дефекты и недоделки,допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования,выявленные в процессе предпусковых наладочных работ, физического иэнергетического пусков должны быть устранены строительными, монтажнымиорганизациями и заводами-изготовителями соответственно до начала следующегоэтапа.

Если выявленные дефекты,недоделки приводят к нарушению требований действующих нормативных документов побезопасности в атомной энергетике, то оборудование, системы или энергоблок АСдолжны быть переведены в безопасное состояние до устранения выявленных дефектови недоделок.

11.2.14. Приемка оборудования исистем к проведению предпусковых наладочных работ, физического иэнергетического пусков, включая комплексное опробование и прием энергоблока(пускового комплекса) в эксплуатацию, проводятся рабочими комиссиями,назначаемыми в установленном порядке.

В случае необходимости,рабочие комиссии могут образовывать специализированные подкомиссии(строительную, турбинную, гидротехническую, электрическую, по системам контроляи управления и др.). Подкомиссии должны составить акты о состояниисоответствующей их профилю части объекта и готовности ее к предпусковым наладочнымработам, физическому, энергетическому пускам, а также комплексному опробованиюи приему в эксплуатацию энергоблока (пускового комплекса), которые должны бытьутверждены рабочей комиссией.

11.2.15. Решение о проведениипредпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков, включаякомплексное опробование, прием энергоблока (пускового комплекса) вэксплуатацию, принимает Государственная приемочная комиссия, назначаемая вустановленном порядке, на основании актов рабочей комиссии, при наличииразрешений органов государственного регулирования безопасности.

Работы на каждом этапе(подэтапе) ввода энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию должныначинаться при полной готовности зданий, сооружений (помещений), оборудования исистем энергоблоках конкретному этапу (подэтапу), успешном выполнении всехработ предшествующего этапа (подэтапа) и получения разрешения ГосатомнадзораРоссии.

Завершение работ каждогоэтапа (подэтапа) должно сопровождаться анализом результатов испытаний, проводимыхна данном этапе (подэтапе), и оформлением акта рабочей комиссии.

11.2.16. Перед энергопуском должныбыть подготовлены условия для надежной и безопасной эксплуатации энергоблока(пускового комплекса), укомплектован и обучен (с проверкой знаний) оперативныйи ремонтный персонал, разработаны эксплуатационные инструкции и оперативныесхемы, техническая документация по учету и отчетности; подготовлены запасытоплива, материалов; запасные части, средства технического обслуживания иремонта оборудования и систем; введены в действие средства диспетчерского итехнологического управления (СДТУ) с линиями связи; системы пожарнойсигнализации и пожаротушения, радиационного контроля и управления защиты,вентиляции, устройства переработки и хранения радиоактивных отходов; полученыразрешения на эксплуатацию оборудования и систем от Госатомнадзора России идругих органов государственного регулирования безопасности, санитарнойинспекции, Рострудинспекции Минтруда России.

При энергопуске должны бытьпроверены работоспособность оборудования и технологических схем, безопасностьих эксплуатации, при проектных параметрах проведена проверка и настройка всехсистем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройствзащиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительныхприборов.

11.2.17. Комплексное опробованиеэнергоблока АС (пускового комплекса) должно проводиться персоналом атомнойстанции.

При комплексном опробованиидолжна быть проверена совместная работа основных установок и их вспомогательногооборудования под нагрузкой.

Комплексное опробованиеоборудования (установок) по схемам, не предусмотренным проектом, запрещается.

При комплексном опробованиидолжны быть включены предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы,блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты,автоматические регуляторы, АСУТП.

Комплексное опробованиеэнергоблока (пускового комплекса) считается проведенным при условии нормальнойи непрерывной работы основного оборудования в течение 15 суток при постояннойили поочередной работе всего вспомогательного оборудования по проектной схемена номинальной мощности энергоблока в базисном режиме.

11.2.18. Рабочая комиссия должна принять по акту оборудование послекомплексного опробования энергоблока (пускового комплекса) и устранениявыявленных дефектов и недоделок, а также составить акт о готовности законченныхстроительством зданий и сооружений для предъявления Государственной приемочнойкомиссии.

11.2.19. При приемке оборудования,зданий и сооружении рабочей комиссией генеральная подрядная строительнаяорганизация должна представить документацию в объеме, предусмотренном СНиП инормативными документами, действующими в атомной энергетике.

11.2.20. Контроль за устранениемдефектов и недоделок, выявленных рабочей комиссией, должна осуществлять АС.

11.2.21. Приемка энергоблока АС(пускового комплекса) в промышленную эксплуатацию Государственной приемочнойкомиссией должна производиться только после опытно-промышленной эксплуатации изавершения в полном объеме необходимых испытаний, результаты которыхподтверждают, что оборудование и системы выполнены и функционируют всоответствии с требованиями проекта, проведения комплексного опробованияэнергоблока АС (пускового комплекса) на номинальной мощности в базовом режиме.

11.2.22. Приемка в эксплуатациюоборудования, зданий и сооружений с дефектами, недоделками запрещается.

После комплексногоопробования и устранения выявленных дефектов и недоделок Государственнаяприемочная комиссия должна оформить акт приемки в промышленную эксплуатациюоборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями.

11.2.23. Государственной приемочнойкомиссии должна быть представлена документация, подготовленная рабочейкомиссией в объеме, предусмотренном СНиП и нормативными документами,действующими в атомной энергетике.

Все документы должны бытьзанесены в общий каталог, а в отдельных папках с документами должны бытьзаверенные описи содержимого.

Документы должны храниться втехническом архиве АС вместе с документами, составленными Государственнойприемочной комиссией.

11.2.24. Законченные строительствомотдельно стоящие здания, сооружения и электротехнические устройства, встроенныеили пристроенные помещения производственного, подсобно-производственного ивспомогательного назначения со смонтированными в них оборудованием, средствамиуправления и связи, сооружения, помещения гражданской обороны, входящие всостав АС, принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере ихготовности, до приемки энергоблока (пускового комплекса), для предъявления ихГосударственной приемочной комиссии.

11.2.25. Подводная часть всехгидротехнических сооружений (с закладной контрольно-измерительной аппаратурой иоборудованием) должна быть выполнена в объеме пускового комплекса и принятарабочей комиссией до их затопления.

11.2.26. Приемка гидротехническихсооружений атомных станций проводится в соответствии с требованиями"Правил приемки в эксплуатацию гидроэлектрических станций".

11.2.27. Датой ввода энергоблока(пускового комплекса) АС в промышленную эксплуатацию считается дата подписанияакта Государственной приемочной комиссией.

11.2.28. Промышленная эксплуатацияэнергоблока (пускового комплекса) АС допускается только при наличии отГосатомнадзора России разрешения на эксплуатацию, оформленного в установленномпорядке.

11.3. Работа с персоналом

11.3.1. Работа с персоналом на АС,предприятиях и организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС,должна производиться в соответствии с "Правилами организации работы сперсоналом на атомных станциях Минатома России" (ПОРП) в объемахтребований, распространяющихся на эти организации и предприятия.

Работа с персоналом являетсяодной из основных обязанностей руководителей организаций и предприятий, а такжеруководителей их структурных подразделений.

11.3.2. Для персонала АС,предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомныхстанций, устанавливаются обязательные формы подготовки, поддержания и повышенияквалификации персонала в соответствии с требованиями ПОРП.

11.3.3. Лица, принимаемые на работудля обслуживания, наладки, испытания и ремонта оборудования АС, должны пройтипредварительный медицинский осмотр в соответствии с утвержденными вустановленном порядке списками (перечнями) производств и профессий и в дальнейшемпроходить периодические медицинские осмотры в установленные сроки.

Перечень медицинскихпротивопоказаний определяется Минздравом России.

11.3.4. Работники атомных станций,которые в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации "Обиспользовании атомной энергии" должны получать разрешения ГосатомнадзораРоссии на право ведения определенных видов деятельности в области использованияатомной энергии в порядке, определяемом "Руководством по выдаче разрешенийна право ведения работ в области использования атомной энергии работникаматомных станций", проходят предварительный и периодические в течениетрудовой деятельности медицинские осмотры и психофизиологические обследования.

Перечень специалистов изчисла работников, которые должны получать разрешения на право ведения работ вобласти использования атомной энергии, а также предъявляемые к этимспециалистам квалификационные требования определяются Правительством РоссийскойФедерации. Одним из обязательных условий получения разрешений является отсутствиемедицинских, в том числе психофизиологических, противопоказаний.

Перечень медицинскихпротивопоказаний и перечень должностей, на которые распространяются данныепротивопоказания, а также требования медицинских осмотров ипсихофизиологических обследований, определяются Правительством РоссийскойФедерации.

11.3.5. Работники, уклоняющие отпрохождения медицинского осмотра, психофизиологического обследования илиимеющие противопоказания по результатам медицинского осмотра,психофизиологического обследования, не допускаются к выполнению трудовыхобязанностей в соответствии с действующим законодательством РоссийскойФедерации.

11.3.6. Подготовка персонала АСдолжна осуществляться групповым или индивидуальным методом обучения в УТЦ, УТП,УКК либо непосредственно в структурных подразделениях.

Перечни должностей ипрофессий руководителей, специалистов и рабочих, подлежащих обязательномуобучению в УТЦ, утверждаются эксплуатирующей организацией и согласовываются сГосатомнадзором России.

11.3.7. До назначения на самостоятельнуюработу оперативный персонал обязан пройти в сроки, установленные в программеподготовки:

- необходимую теоретическуюподготовку;

- необходимое практическоеобучение на рабочем месте (стажировку), обучение в учебных лабораториях,мастерских, с использованием технических средств обучения, включая тренажеры,допущенные в установленном порядке к применению в подготовке персонала АС;

- проверку знаний правил инорм, действующих в атомной энергетике, регламента, производственных идолжностных инструкций и инструкций по охране труда;

- исполнение обязанностей нарабочем месте (дублирование).

11.3.8. Остальной вновь принятыйпроизводственный персонал, включая ремонтный (руководители, специалисты,рабочие) допускается к самостоятельной работе после проверки знаний в объеме,обязательном для данной должности, профессии.

11.3.9. Объемы знаний, подлежащихпроверке, определяются:

а) для руководителей испециалистов - должностными инструкциями, а также положениями о подразделенияхдля руководителей подразделений;

б) для рабочих - согласно"Единому тарифно-квалификационному справочнику работ и профессий" иинструкциям по охране труда, разработанным с учетом требований ГОСТ12.0.004 "Организация обучения безопасности труда". При наличиидля рабочих должностных инструкций - в объеме требований должностныхинструкций, которые по объему знаний должны соответствовать указаннымнормативным документам.

11.3.10. Проверке знаний правил инорм, регламентов, инструкций и других документов в объеме, определенном длякаждой должности и профессии, подвергаются все руководители, специалисты ирабочие АС, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатациюатомных станций, кроме лиц, допуск к самостоятельной работе которыхосуществляется без проверки знаний.

На АС, предприятиях иорганизациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций,главным инженером должен быть утвержден перечень должностей и профессий, несвязанных с эксплуатацией, испытаниями, наладкой или ремонтом основного ивспомогательного оборудования АС, для которых допуск к самостоятельной работеразрешается без проверки знаний и выдачи удостоверений. Проверка знаний проводится:

- первичная, перед допускомк самостоятельной работе, назначении на должность или при возложенииобязанностей;

- очередная, в процессеработы в установленные сроки;

- внеочередная, при вводе вдействие новых или переработанных в установленном порядке правил, норм иинструкций (в объеме вновь введенных или переработанных документов); принарушении работником правил, норм и инструкций по требованию органовгосударственного регулирования безопасности, государственной инспекции трудаили по решению администрации АС, эксплуатирующей организации, по заключениюкомиссии, расследовавшей несчастный случай с людьми или нарушение в работе АС,оформленными приказами по АС в установленном порядке;

перед восстановлением вдолжности работника, ранее освобожденного от должности, отстраненного оттехнического руководства, или при перерывах в работе по должности (профессии)свыше 6 месяцев.

При вводе новых илипереработанных правил, норм и инструкций порядок их ввода (необходимостьпроверки знаний, инструктажей и т.д.) определяется приказами эксплуатирующейорганизации, в случае их отсутствия порядок ввода указанных документовопределяется приказами по АС.

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

11.3.11. Периодичность проверкизнаний.

Для руководителей,специалистов и рабочих из числа оперативного персонала:

- по ОПЭ АС, правилампожарной безопасности, радиационной безопасности, охране труда, должностным ипроизводственным инструкциям - 1 раз в 2 года.

Для руководителей испециалистов производственных подразделений (кроме оперативного персонала):

- по ОПЭ АС, правилампожарной, радиационной безопасности, охране труда, должностным ипроизводственным инструкциям - 1 раз в 3 года.

Для рабочих производственныхподразделений (кроме оперативного персонала):

- по охране труда и правиламрадиационной безопасности (в объеме инструкции по охране труда), правилам пожарнойбезопасности, правилам, нормам, производственным и должностным инструкциям (приих наличии) в объеме требований ЕТКС - 1 раз в 2 года.

11.3.12. Допуск к самостоятельнойработе или дублированию работников, не прошедших проверку знаний вустановленные или предписанные сроки, запрещается.

11.3.13. Лицам, показавшим припервичной или очередной проверке неудовлетворительные знания, не позднее чемчерез 1 месяц назначается повторная проверка знаний.

11.3.14. Периодичность, порядокпроверки знаний и допуска к самостоятельной работе персонала по обслуживаниюоборудования, подконтрольного Госатомнадзору России и Госгортехнадзору России,а также работников, которые должны получать разрешения органов государственногорегулирования безопасности на право ведения определенного вида деятельности вобласти использования атомной энергии, определяются требованиями нормативныхдокументов указанных органов государственного регулирования безопасности.

11.3.15. Каждому работнику,прошедшему проверку знаний, выдается удостоверение по форме, установленной"Правилами организации работы с персоналом атомных станций МинатомаРоссии".

При исполнении служебныхобязанностей работник должен иметь удостоверение. При отсутствии удостоверенияили если просрочен срок сдачи экзамена, он не допускается к работе.

11.3.16. На АС, предприятиях иорганизациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций,должны быть организованы технический кабинет, кабинет охраны труда (в отдельныхслучаях эти кабинеты могут быть совмещены) и техническая библиотека.

11.4. Контроль за эффективностью работы АС

11.4.1. На АС должен бытьорганизован анализ технико-экономических показателей для оценки состоянияоборудования, режимов его работы, соответствия нормируемых и фактическихпоказателей эффективности проводимых организационно-технических мероприятий.

11.4.2. На АС должны бытьразработаны энергетические характеристики оборудования, устанавливающиезависимость технико-экономических показателей его работы в абсолютном илиотносительном исчислении от электрических и/или тепловых нагрузок.

11.4.3. Энергетическиехарактеристики оборудования и норма отдельных показателей должны бытьпредставлены эксплуатационному персоналу в форме режимных карт, инструкций,таблиц, графиков, а по объему и содержанию соответствовать действующимруководящим документам.

11.4.4. На АС должен бытьорганизован по установленным формам учет показателей работы оборудования(сменный, суточный, месячный, годовой) для контроля его экономичности инадежности, основанной на показаниях контрольно-измерительных приборов,информационно-измерительных систем, результатах испытаний, измерений, расчетов.

11.4.5. На АС должны обеспечиватьсядостоверность показаний контрольно-измерительных приборов и правильность учетаи отчетности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

11.4.6. На производственныхсовещаниях смен, цехов и отделов АС должны не реже 1 раза в месяцрассматриваться итоги работы подразделений.

11.4.7. На АС должныразрабатываться и выполняться мероприятия по повышению надежности иэкономичности работы оборудования, энергосбережению, в том числе по экономиитоплива и других энергоресурсов, потерь в тепловых сетях.

11.4.8. Результаты деятельности АСпо повышению экономичности должны оцениваться по снижению удельного расхода"тепла" на отпущенную электроэнергию, а также объему обессоленнойводы, конденсата и электроэнергии на собственные нужды.

11.5. Техническое обслуживание, ремонт,модернизация и реконструкция

11.5.1. На каждой АС дляобеспечения безопасной эксплуатации и надежности оборудования и систем должныбыть организованы их техническое обслуживание и ремонт, а также ремонт зданий исооружений. Для повышения безопасности эксплуатации и надежности должныосуществляться модернизация и реконструкция оборудования и систем, зданий исооружений.

11.5.2. Ответственность заорганизацию технического обслуживания и ремонта, модернизацию и реконструкциюАС несет администрация АС.

11.5.3. Ремонт зданий и сооруженийАС должен производиться по перспективным и годовым планам, а также вне плана порезультатам надзора за их состоянием.

11.5.4. Организация техническогообслуживания и ремонта оборудования и систем АС должна соответствоватьтребованиям "Правил организации технического обслуживания и ремонтаоборудования АС", "Технического обслуживания оборудования и системАС. Основные положения", "Положения о порядке вывода оборудования времонт и ввода его в эксплуатацию после ремонта на атомных станциях".

11.5.5. При техническомобслуживании и производстве ремонтных работ на АС должны выполняться требованияправил ядерной, технической и радиационной безопасности, техники безопасности,пожарной безопасности и промсанитарии.

11.5.6. При выводе в техническоеобслуживание, ремонт, испытание и проверку систем безопасности должнысоблюдаться установленные в технологическом регламенте на основании проектаусловия, при которых обеспечивается безопасность.

11.5.7. Периодичность и объемпланового технического обслуживания и ремонта оборудования и систем АС должныопределяться необходимостью поддержания их надежности в соответствии сусловиями безопасной эксплуатации и эксплуатационными пределами, установленнымив проекте АС. Необходимость выполнения непланового технического обслуживания иремонта оборудования и систем определяется по результатам надзора за ихсостоянием.

11.5.8. Плановый ремонт реакторнойустановки должен производиться в соответствии с утвержденным графиком (какправило, приурочен ко времени массовой замены ядерного топлива в реакторе).

11.5.9. Ремонт головных образцов оборудованияна АС должен производиться в сроки и в объеме в соответствии с программойподконтрольной эксплуатации, согласованной с предприятием-изготовителем(разработчиком) и утвержденной эксплуатирующей организацией.

11.5.10. До вывода оборудования в ремонтдолжны быть проведены предремонтные эксплуатационные испытания для выявленияего технического состояния и уточнения объема ремонта. Испытания должны бытьпроведены по программе, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

11.5.11. Вывод оборудования изработы (резерва) в ремонт или его испытания должны производиться по оперативнымзаявкам в установленном порядке.

11.6. Техническая документация

11.6.1. На каждой АС должна бытьследующая документация:

- акты отвода земельныхучастков;

- геологические,гидрологические и другие данные о территории с результатами испытаний грунтов ианализа грунтовых вод;

- акты заложения фундаментовс разрезами шурфов;

- акты приемки скрытыхработ;

- акты (или журналынаблюдений) об осадках зданий, сооружений и фундаментов под оборудование;

- акты испытаний систембезопасности;

- акты испытаний устройств,обеспечивающих взрывобезопасность, пожаробезопасность, молниезащиту ирадиационную безопасность;

- акты испытания внутреннихи наружных систем горячего водоснабжения, канализации, газоснабжения,теплоснабжения, отопления и вентиляции;

- акты индивидуальногоопробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов;

- акты государственной ирабочих приемочных комиссий;

- генеральный план участка снанесением всех зданий и сооружений, включая подземное хозяйство;

- утвержденная проектнаядокументация (технический проект, чертежи, пояснительные записки и т.д.) совсеми последующими изменениями;

- план мероприятий по защитеперсонала в случае радиационной аварии;

- информация о дозахвнешнего и внутреннего облучения персонала АС и прикомандированного персонала;

- технологический регламент(регламенты) по эксплуатации энергоблоков АС;

- регламент (регламенты) натехническое обслуживание, ремонт оборудования реакторной установки и систем,важных для безопасности;

- паспорт на реакторнуюустановку, оформленный в Госатомнадзоре России;

- разрешение (лицензия) наэксплуатацию блока АС, выданное Госатомнадзором России;

- технические паспорта наздания, сооружения и оборудование электростанции, электрических и тепловыхсетей;

- исполнительные рабочиечертежи оборудования и сооружений, чертежи всего подземного хозяйства;

- исполнительные рабочиесхемы первичных и вторичных электрических соединений;

- исполнительные рабочиетехнологические схемы;

- для систем, важных длябезопасности, инструкции и графики проведения испытания и проверокфункционирования систем;

- чертежи запасных частей коборудованию;

- инструкции по обслуживаниюоборудования и сооружений, а также должностные инструкции по каждому рабочемуместу;

- инструкция по ликвидацииаварий на АС;

- программы и методикииспытаний систем и оборудования реакторной установки, систем безопасности,согласованные и утвержденные в установленном порядке;

- перечень ядерно-опасныхработ;

- план пожаротушения;

- отчеты о нарушениях вработе АС.

Комплект указанной вышедокументации должен быть зарегистрирован и храниться в установленном на АСпорядке.

11.6.2. Проект АС, исполнительнаядокументация на строительство АС, акты испытаний и исполнительная документацияна техническое обслуживание и ремонт систем (элементов) безопасности иэлементов, важных для безопасности, отнесенных к 1 и 2 классам (определяемым"Общими положениями обеспечения безопасности атомных станций"),должны быть зарегистрированы и храниться на АС на протяжении всего срока ееслужбы.

11.6.3. На атомной станции вустановленном порядке должен храниться комплект нормативной документации,регламентирующей эксплуатацию АС, в соответствии с перечнем, утвержденным эксплуатирующейорганизацией.

11.6.4. На АС должен быть составленперечень необходимых инструкций и технологических схем для каждого цеха(участка, лаборатории), утвержденный главным инженером АС. Все экземплярыинструкции и технологических схем в соответствии с указанным перечнем должныбыть зарегистрированы в ПТО АС.

11.6.5. Перечень инструкций итехнологических схем должен пересматриваться 1 раз в 3 года; комплектнормативной документации должен проверяться и приводиться в соответствии сперечнем, утвержденным эксплуатирующей организацией, 1 раз в год.

11.6.6. На основном ивспомогательном оборудовании АС должны быть заводские таблички с номинальнымиданными на это оборудование.

11.6.7. Все основное ивспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системы и секции шин,арматура и другие элементы на АС, должно быть отмаркировано в соответствии спроектом, требованиями правил, норм и госстандартов.

11.6.8. Все изменения вэнергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены всхемы и чертежи в установленном порядке за подписью ответственного лица суказанием его должности и даты внесения изменения.

Эксплуатационные(технологические и электрические схемы) должны проверяться на их соответствиефактическому состоянию не реже 1 раза в 2 года с отметкой на них о проверке(пересмотре).

Изменения в схемах должныдоводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), длякоторых обязательно знание этих схем, до ввода оборудования в действие.

11.6.9. Комплект необходимых схемдолжен находиться на рабочих местах оперативного персонала в соответствии сперечнем, утвержденным главным инженером АС.

11.6.10. Все рабочие места должныбыть снабжены необходимыми инструкциями, составленными в соответствии стребованиями настоящих Правил на основе заводских и проектных данных, типовыхинструкций и других нормативных документов, опыта эксплуатации и результатовиспытаний, а также с учетом местных условий. Инструкции должны быть подписаныруководителем соответствующего подразделения (цеха, участка, лаборатории ит.д.) и утверждены главным инженером АС.

В инструкции по охране трудадолжны быть указаны общие требования безопасности, требования безопасностиперед началом, во время и по окончании работы в аварийных ситуациях.

11.6.11. В инструкциях поэксплуатации систем и оборудования, зданий и сооружений АС, устройств системуправления и защиты реакторной установки, средств релейной защиты,телемеханики, связи и комплекса технических средств АСУ должны быть приведены:

- краткая характеристикаоборудования системы или установки, зданий и сооружений, а также пределыбезопасной эксплуатации работы оборудования и реакторной установки в целом;

- порядок подготовки кпуску, порядок пуска, останова и обслуживания оборудования, обслуживания зданийи сооружений во время нормальной эксплуатации и в аварийных режимах;

- порядок допуска к осмотру,ремонту и испытаниям оборудования, зданий и сооружений;

- требования по техникебезопасности, ядерной, радиационной, взрыво- и пожаробезопасности, специфическиедля данной системы или оборудования.

11.6.12. В должностных инструкцияхпо каждому рабочему месту должны быть указаны:

- права, обязанности иответственность работника;

- перечень инструкций пообслуживанию оборудования, нормативных документов, схем оборудования иустройств, знание которых обязательно для работников по данной должности;

- требования по управлению иподдержанию требуемого уровня качества;

- взаимоотношения свышестоящим, подчиненным и другим, связанным с работой, персоналом.

11.6.13. В случае изменениясостояния или условий эксплуатации систем и оборудования в инструкции должныбыть внесены соответствующие изменения и они должны быть доведены до сведенияработников, для которых обязательно знание этих инструкций, с соответствующейзаписью в журнале распоряжений.

Инструкции должныпересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

11.6.14. Оперативный персонал долженвести оперативную документацию, объем которой представлен в табл. 1.1.


Таблица 1.1

Дежурный персонал

Оперативная документация

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Начальник смены электростанции

Суточная оперативная схема (ОС) или схема-макет

Оперативный журнал (ОЖ)

Журнал/картотека (Ж/К) заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося с ведении диспетчера

Журнал заявок главному инженеру на вывод из работы оборудования, не находящегося в ведении диспетчера

Журнал распоряжений (ЖР)

-

-

-

Начальник смены реакторного цеха

Суточная ОС главного циркуляционного контура и основных систем РУ

ОЖ

Карта уставок (КУ) технологических зашит и автоматики РУ

ЖР

Ж/К дефектов и неполадок с оборудованием

Журнал учета работы по нарядам к распоряжениям (журнр)

Журнал регистрации перемещений и местонахождения топливных кассет (свежих и отработанных)

Графики опробования оборудования и систем

Начальник смены электроцеха

Суточная ОС или схема-макет

ОЖ

Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики

КУ релейной защиты и автоматики

ЖР

ЖУРНР

Ж/К дефектов и неполадок с оборудованием

Графики опробования оборудования и систем

Начальник смены цеха тепловой автоматики

ОЖ

Журнал технологических защит и автоматики и журнал технических средств АСУ

КУ технологических защит и сигнализации и карты заданий авторегуляторам

ЖР

ЖУРНР

Ж/К дефектов и неполадок с оборудованием

-

Графики опробования оборудования и систем

Начальник смены химцеха

ОС химводоочистки

ОЖ

ЖР

ЖУРНР

Ж/К дефектов и неполадок с оборудованием

-

-

Графики опробования оборудования и систем

Начальник смены службы дозиметрии

ОЖ

КУ дозиметрической сигнализации

ЖР

Ж/К дефектов и неполадок с оборудованием

ЖУРНР

Журнал учета демонтированного радиоактивного оборудования и регистрации передачи на хранение

Журнал регистрации дозиметрических допусков

Графики опробования оборудования и систем

Начальник смены турбинного цеха

ОС основных трубопроводов

ОЖ

ЖР

ЖУРНР

Ж/К дефектов и неполадок с оборудованием

-

-

Графики опробования оборудования и систем


Объем оперативнойдокументации, исходя из местных условий, может быть изменен по решению главногоинженера.

11.6.15. В структурныхподразделениях АС (цехах, службах) и на щитах управления с постояннымоперативным персоналом (в диспетчерских пунктах) должны вестись суточныеведомости по установленным формам.

11.6.16. Оперативную документациюежедневно должны просматривать руководители и специалисты и приниматьнеобходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования иперсонала.

11.6.17. Блочные и главные щитыуправления должны быть оборудованы устройствами автоматической магнитной записивсех оперативных переговоров, проводимых с использованием средств связи.

11.6.18. Оперативная документация,диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, магнитные записиоперативно-диспетчерских переговоров и выходные документы, формируемыеоперативно-информационным комплексом АСУ после аварийных ситуаций, относятся к документамстрогого учета и подлежат хранению в установленном порядке.

11.7. Контроль за состоянием металла

11.7.1. Для повышения надежности ибезопасности работы тепломеханического оборудования и трубопроводов АС,предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами изготовлениядеталей, а также для контроля за процессами развития эрозии, коррозии, сниженияпрочностных характеристик металла и сварных соединений в процессе эксплуатации,должен быть организован контроль за состоянием основного, наплавленного металлаи сварных соединений. (Далее по тексту вместо "основного, наплавленногометалла и сварных соединений" - металла).

11.7.2. Контроль за состояниемметалла подразделяется на предэксплуатационный, периодический и внеочередной.

Предэксплуатационныйконтроль проводится до пуска оборудования и трубопроводов и эксплуатацию сцелью определения исходного состояния металла в соответствии с требованияминормативной документации, регистрации допустимых повреждений (несплошностей)для наблюдения за ними в процессе эксплуатации, выявления дефектов изготовленияи монтажа.

Периодический контроль - впроцессе эксплуатации оборудования и трубопроводов с целью выявления ирегистрации повреждений, изменения физико-механических свойств и структурыметалла, а также оценки его состояния.

Внеочередной - всоответствии с требованиями нормативной документации по контролю за состояниемметалла оборудования и трубопроводов АЭС, по решению руководствапредприятия-владельца, эксплуатирующей организации или органов государственногорегулирования безопасности.

11.7.3. Конкретный переченьоборудования и трубопроводов, подлежащих контролю, устанавливается типовымипрограммами контроля, утверждаемыми (разрабатываемыми) эксплуатирующейорганизацией. Типовые программы должны быть согласованы с основнымразработчиком проекта АС, разработчиком реакторной установки и ГосатомнадзоромРоссии.

11.7.4. Типовая программа контроляметалла оборудования и трубопроводов должна составляться для каждого типа АС иустанавливать конкретные виды оборудования и трубопроводов, виды и методикиконтроля по зонам, периодичность и объем контроля с указанием специальныхсредств контроля и норм оценки результатов контроля: перечень и места установкиобразцов-свидетелей с указанием характеристик, определяемых по этим образцам.

11.7.5. Перечень характеристик,определяемых на образцах-свидетелях, места их установки в оборудовании итрубопроводах, а также программа испытаний должны быть разработаны (илиуказаны) конструкторской (проектной) организацией.

Количествообразцов-свидетелей должно быть таким, чтобы можно было четко установитьзависимость измеряемых характеристик от флюенса нейтронов.

11.7.6. Для каждого энергоблока АСна основании типовой программы контроля металла должна быть разработана рабочаяпрограмма с указанием конкретного для данного энергоблока перечняконтролируемого оборудования и трубопроводов, видов и количестваобразцов-свидетелей с указанием зон их размещения, описания (или ссылки насоответствующие документы) методик контроля, способов обработки результатов иотчетной документации, необходимых организационно-технических мероприятий итребований по технике безопасности.

Указанная рабочая программаутверждается главным инженером АС.

11.7.7. Контроль за состояниемметалла должна осуществлять лаборатория или служба металлов атомной станциисовместно с персоналом цеха, в ведении которого находится соответствующееоборудование. Для выполнения работ могут привлекаться специализированныеорганизации.

11.7.8. Ответственность запроведение контроля металла в соответствии с требованиями нормативныхдокументов несет атомная станция. Результаты контроля должны регистрироваться впротоколах, заключениях или актах, являющихся отчетной документацией поконтролю.

11.7.9. На АС должны бытьорганизованы сбор и анализ информации о результатах контроля и поврежденияхметалла для разработки мероприятий, исключающих аварийные остановы и отказыоборудования.

11.7.10. Документация по контролю засостоянием металла должна храниться на АС в течение всего срока эксплуатацииоборудования и трубопроводов.

11.8. Автоматизированные системы управлениятехническими процессами (АСУ ТП) АС

11.8.1. Автоматизированные системы- это системы, состоящие из персонала и комплексов средств автоматизации егодеятельности, реализующие информационную технологию выполнения установленныхфункций.

11.8.2. АСУ ТП атомных станций(энергоблоков АС) - автоматизированные системы управления технологическимипроцессами атомных станций (энергоблоков атомных станций), обеспечивающие сбори обработку информации, поддержание параметров в пределах, оговоренныхпроектами, выполнение комплексов управляющих воздействий регулирующими органамидля приведения параметров в эксплуатационные пределы или для приведения АС(энергоблока АС) в безопасное состояние системами защиты.

11.8.3. К основным задачамэксплуатации АСУ ТП относятся:

- обеспечениеработоспособности и соответствия проектным характеристикам комплекса средствавтоматизации АСУ ТП;

- техническое обслуживаниекомплекса средств автоматизации;

- проведение всех видовремонта комплекса средств автоматизации в соответствии с требованиями проектнойи заводской документации, действующих норм и правил в атомной энергетике;

- метрологическоеобеспечение;

- сбор и анализ данных онадежности комплекса средств автоматизации АСУ ТП. Ведение документации иинформационной базы данных по состоянию и надежности комплекса средствавтоматизации АСУ ТП;

- сопровождение программногои информационного обеспечения;

- анализ эффективностифункционирования АСУ ТП и разработка предложений по совершенствованию;

- замена устройств итехнических средств, входящих в комплекс средств, автоматизации АСУ ТП,выработавших свой ресурс;

- опробования и испытаниякомплекса средств автоматизации АСУ ТП.

11.8.4. Комплекс средствавтоматизации АСУ ТП, по своим техническим характеристикам (параметрам питания,внешним воздействующим факторам и т.д.) должен соответствовать требованиямпроекта и действующим нормам и правилам в атомной энергетике.

11.8.5. Система кондиционированиядолжна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционированиекомплекса средств автоматизации АСУ ТП.

11.8.6. Ввод АСУ ТП в эксплуатациюосуществляется в два этапа: опытную и промышленную и проводится совместно сэнергоблоком АС.

Приемка в опытнуюэксплуатацию головных образцов АСУ ТП должна производиться при участиипредставителей организации - разработчика АСУ ТП.

Продолжительность опытнойэксплуатации АСУ ТП в части выполнения функций должна определяться достижениемкритериев, установленных программами испытаний и проектными параметрами.

Технические средства иподсистемы АСУ ТП, необходимые для проведения пусконаладочных работ,физического и энергетического пусков, должны быть приняты в опытнуюэксплуатацию до проведения указанных этапов ввода энергоблока в эксплуатацию.

11.8.7. Организации и предприятия,участвующие в создании технических средств комплекса средств автоматизации,проекта и вводе АСУ ТП в эксплуатацию, техническом обслуживании, ремонте,должны иметь разрешение от органов ГАН России, а персонал аттестован вустановленном порядке на право выполнения работ на объектах атомной энергетики.

11.8.8. В процессе эксплуатациикомплекс средств автоматизации АСУ ТП должен проходить проверку на соответствиепроектным характеристикам по программам и графикам, утвержденным главныминженером АС. В случае невозможности прямой проверки, испытания необходимопроводить в условиях максимально имитирующих реальное состояние оборудования икомплекса средств автоматизации АСУ ТП.

11.8.9. Техническое обслуживание иремонт комплекса средств автоматизации АСУ ТП должны проводиться в соответствиис графиком, утвержденным главным инженером АС, разработанным на основаниитребований заводской документации и нормативных документов, действующих ватомной энергетике.

11.8.10. Техническое обслуживание,ремонт и проверка комплекса средств автоматизации АСУ ТП должны производитьсяпри соблюдении условий и пределов безопасной эксплуатации энергоблока АС всроки установленные проектом и действующими в атомной энергетике нормативнымидокументами.

11.8.11. Метрологическое обеспечениекомплекса средств АСУ ТП должно соответствовать требованиям п. 11.9. настоящихПравил.

Запрещается эксплуатироватьсистемы и технические средства комплекса средств АСУ ТП в сферахраспространения государственного метрологического контроля и надзора, непрошедшие поверки и калибровки.

11.8.12. При эксплуатации АСУ ТП наАС должны обеспечиваться сбор, обработка, анализ и хранение информационной базыоб отказах комплекса средств автоматизации АСУ ТП (КСА АСУ ТП).

11.8.13. Техническими иорганизационными мероприятиями должен быть исключен несанкционированный доступв помещения, где размещены КСА АСУ ТП.

11.8.14. При организацииэксплуатации АСУ ТП обязанности структурных подразделений по обслуживанию КСААСУ ТП, программному обеспечению их должны быть определены приказом по АС.Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границобслуживания должен быть утвержден главным инженером атомной станции.

11.8.15. Подразделения,обеспечивающие эксплуатацию АСУ ТП, должны оформлять в установленном порядкепроектную, заводскую, эксплуатационную и нормативную документацию по перечню,утвержденному главным инженером АС.

11.9.Метрологическое обеспечение

11.9.1. Под метрологическимобеспечением эксплуатации АС понимают установление и применение научных иорганизационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых длядостижения единства и требуемой точности измерений.

11.9.2. Метрологическое обеспечениеэксплуатации АС предусматривается техническим заданием на разработку АС,является составной частью проекта АС, в которой должны быть приведены:

- номенклатура основныхпараметров, подлежащих контролю, нормы точности измерений, методики выполненияизмерений, типы средств измерений;

- номенклатура методикповерки и калибровки средств измерений и информационно-измерительных систем;

- технические требования кпомещениям для обслуживания, ремонта, поверки и хранения средств измерений;

- нормативы численностиперсонала, выполняющего работу по метрологическому обеспечению эксплуатации АС,и его квалификацию.

Метрологическое обеспечениеэксплуатации АС осуществляется на этапах строительства, эксплуатации, а такжевывода из эксплуатации.

11.9.3. Нормативными основами метрологическогообеспечения АС являются: Закон РФ "Об обеспечении единстваизмерений", государственные стандарты и другие нормативные документыГосударственной системы обеспечения единства измерений, устанавливающие правилаи нормы метрологического обеспечения эксплуатации АС.

11.9.4. Эксплуатирующая организацияорганизует:

- метрологическую экспертизупроектов АС и другой НД для АС;

- метрологическую аттестациюважнейших методик выполнения измерений;

- унификацию истандартизацию методик выполнения измерений и методик поверки, применяемых наАС.

11.9.5. Для осуществленияметрологического контроля и надзора и выполнения работ по обеспечению единстваи требуемой точности измерений на АС создается метрологическая служба.

Метрологическая служба АСдолжна иметь положение, разработанное в соответствии с "Типовым положениемо метрологической службе государственных органов управления РоссийскойФедерации и юридических лиц", определяющим правовой статус, компетенцию,структуру, основные задачи, права и обязанности метрологической службы.

11.9.6. Метрологическая служба АСвходит в систему метрологической службы государственного органа управления,образуемую приказом руководителя органа управления, включающую:

- структурное подразделениеглавного метролога в центральном аппарате государственного органа управления;

- головную и базовыеорганизации метрологической службы в отрасли, назначенные государственныморганом управления;

- метрологические службыпредприятия, объединения, организации, в том числе метрологическую службу АС.

11.9.7. Государственныйметрологический контроль и надзор осуществляют органы Государственнойметрологической службы.

11.9.8. Средства измерений иинформационно-измерительные системы, эксплуатируемые на АС, подлежащиегосударственному метрологическому контролю и надзору, подвергаются поверкеорганами Государственной метрологической службы или другими на тоуполномоченными организациями в течение всего срока эксплуатации. Под поверкойсредств измерений понимают совокупность операций, выполняемых органамигосударственной метрологической службы (или другими на то уполномоченнымиорганизациями) с целью определения и подтверждения соответствия средствизмерений и информационно-измерительных систем установленным техническимтребованиям.

11.9.9. Номенклатурные перечнисредств измерений и информационно-измерительных систем, подлежащих поверке,должны быть согласованы с органом Госстандарта России.

Номенклатурные перечнисредств измерений и информационно-измерительных систем, подлежащих калибровке,согласуются с эксплуатирующей организацией.

11.9.10. Право поверки средствизмерений и информационно-измерительных систем может быть предоставленоаккредитованным метрологическим службам АС в соответствии с правилами ПР50.2.014 "Аккредитация метрологических служб юридических лиц на правоповерки средств измерений".

11.9.11. Поверка средств измерений иинформационно-измерительных систем осуществляется физическими лицами,аттестованными в качестве поверителя органом Государственной метрологическойслужбы в соответствии с правилами ПР 50.2.012 "Порядок аттестацииповерителей средств измерений".

11.9.12. Графики поверки средствизмерений и информационно-измерительных систем согласовываются с организацией,проводящей поверку, и утверждаются главным инженером АС.

11.9.13. Средства измерений иинформационно-измерительные системы, не подлежащие поверке, могут подвергатьсякалибровке в течение всего срока эксплуатации. Под калибровкой средствизмерений и информационно-измерительных систем понимают совокупность операций,выполняемых с целью определения и подтверждения действительных значенийметрологических характеристик и/или пригодности к применению средстваизмерений, не подлежащего государственному метрологическому контролю и надзору.

Калибровка средств измеренийи информационно-измерительных систем производится метрологической службой АС сиспользованием эталонов, соподчиненных государственным эталонам единиц величин.Эталон единицы величин есть средство измерений, предназначенное длявоспроизведения и хранения единицы величин (или кратных либо дольных значенийединицы величины) с целью передачи ее размера другим средствам измерений даннойвеличины.

Результаты калибровкиудостоверяются калибровочным знаком, наносимым на средство измерений, илисертификатом о калибровке, а также записью в эксплуатационных документах.Калибровка средств измерений и информационно-измерительных системосуществляется физическими лицами, аттестованными в соответствии с порядком,установленным Государственной метрологической службой РФ.

11.9.14. Графики калибровки средствизмерений и информационно-измерительных систем утверждаются главным инженеромАС.

11.9.15. Средства измерений иинформационно-измерительные системы, применяемые для наблюдения за изменениемфизических величин без оценки их значений с нормированной точностью, относятсяк разряду "индикаторы" и калибровке не подлежат. Перечень средствизмерений и информационно-измерительных систем, переведенных в разрядиндикаторов, утверждается главным инженером АС.

11.9.16. Деятельность по ремонтусредств измерений и информационно-измерительных систем, эксплуатируемых на АС,применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроляи надзора, может осуществляться только при наличии лицензии, выдаваемой вустановленном порядке.

11.9.17. Применение в эксплуатациисредств измерений и информационно-измерительных систем в сферах распространениягосударственного метрологического контроля и надзора, не прошедших испытания иутверждения типов, запрещается.

11.9.18. Метрологическая служба должнарасполагать соответствующей документацией, включающей:

- нормативную документациюгосударственной системы обеспечения единства измерений, методики поверки(калибровки) средств измерений и информационно-измерительных систем,определенные областью аккредитации;

- документы, касающиесяобеспечения поддержания в надлежащем состоянии эталонов и вспомогательногооборудования, графики поверки, паспорта, эксплуатационную документацию;

- документы, определяющиесистему хранения информации и результатов поверки и калибровки (протоколы,рабочие журналы и т.п.);

- методики выполненияизмерений, применяемые в сферах распространения государственногометрологического контроля и надзора, аттестованные в установленном порядке всоответствии с ГОСТ 8.010.

11.9.19. Для осуществления контроля,учета и анализа метрологического обеспечения эксплуатации АС, метрологическойслужбой АС оформляется паспорт метрологической службы, один экземпляр которогонаправляется в головную организацию метрологической службы.

Паспорт включает сведения поструктуре метрологической службы, средствам измерений, эксплуатируемых на АС,информационно-измерительным системам, нормативной документации, применяемой наАС, и другие данные по метрологическому обеспечению.

11.10. Радиационная безопасность

11.10.1. Общие положения

11.10.1.1. При проектировании,эксплуатации и выводе АС из эксплуатации должны выполнятся требования"Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций"(СПАС) и "Правил радиационной безопасности при эксплуатации атомныхстанций" (ПРБ АС).

11.10.1.2. Лицом, ответственным засостояние радиационной безопасности на АС, является директор АС,ответственность за организацию работ по обеспечению радиационной безопасностина АС возлагается на главного инженера АС.

11.10.1.3. Руководители структурныхподразделений АС обязаны обеспечить соблюдение требований СПАС и ПРБ АС в своихподразделениях и на закрепленном оборудовании.

11.10.1.4. Осуществление радиационногоконтроля на АС, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения АС, методическоеруководство работами по обеспечению радиационной безопасности и контроль засоблюдением всеми работающими на АС правил радиационной безопасностивозлагается на отдел (цех) радиационной безопасности АС.

Запрещается вменять вобязанность данному подразделению любые другие, кроме вышеназванных, функции.

11.10.1.5. На каждой АС должна бытьразработана "Инструкция (правила) по радиационной безопасности приэксплуатации АС", учитывающая положения нормативных документов порадиационной безопасности, требования которой должны быть направлены навыполнение основных принципов радиационной безопасности:

- непревышениеустановленного основного дозового предела;

- исключение всякогонеобоснованного облучения;

- снижение дозы облучения довозможно низкого уровня;

- максимально возможноеограничение поступления радиоактивных веществ в окружающую среду.

11.10.1.6. Требования "Инструкции(правил) по радиационной безопасности..." должны соблюдаться персоналом АСи работниками других предприятий и организаций, привлекаемых к работам в зонахстрогого режима АС или с источниками ионизирующих излучений.

Руководители стороннихорганизаций должны обеспечить наличие у направляемого на АС персонала справок огодности к работе в условиях воздействия ионизирующих излучений и дозовой квотына период работы на данной АС.

11.10.1.7. Каждый работник АС должен:

- знать и выполнятьтребования "Инструкции (правил) по радиационной безопасности..." вобъемах, определенных должностными инструкциями;

- стремиться к выполнениюсвоих должностных обязанностей с наименьшими дозовыми нагрузками, учитываябеспороговое воздействие радиации на организм;

- бережно относиться киспользуемым средствам индивидуального и коллективного (средства контролязагрязнения рук, тела, одежды и т. п.) радиационного контроля;

- применять предписанныесредства индивидуальной защиты, исключающие возможность внутреннего облучения(СИЗ органов дыхания) и снижающие внешнее облучение рентгеновским ибета-излучениями;

- выполнять все указанияработников отдела (цеха) радиационной безопасности, касающиеся обеспечениярадиационной безопасности, при выполнении работ.

11.10.1.8. Вся информация орадиационной обстановке на АС, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения АС,а также показатели радиационной безопасности АС должны быть открытыми идоступными всему персоналу АС, представителям органов государственногорегулирования безопасности, местных органов власти, общественности и средствмассовой информации.

11.10.1.9. Показателями радиационнойбезопасности АС являются:

- количество нарушений вработе АС с радиационными последствиями;

- уровень облучаемостиперсонала и командированных на АС лиц;

- величина газоаэрозольныхвыбросов;

- величина жидких сбросов;

- величина протечкитеплоносителя первого контура во второй (для АС с ВВЭР).

11.10.1.10. Работы в условияхфактической или потенциальной радиационной опасности, когда радиационнаяобстановка в месте проведения работ заставляет ограничивать ихпродолжительность, должны выполняться по дозиметрическим нарядам. Такие жеработы, но не требующие подготовки рабочего места и ограничения ихпродолжительности, могут выполняться по распоряжениям.

Радиационно-опасные работы,для которых технологическими картами и инструкциями не предусмотрены требованияпо обеспечению радиационной безопасности, должны проводиться по программам,согласованным отделом радиационной безопасности, местным органом МинздраваРоссии и утвержденным главным инженером АС.

11.10.1.11. Контрольные уровнивоздействия АС на окружающую среду (уровень газоаэрозольных выбросов и жидкихсбросов) и показателей радиационной обстановки на АС (мощность дозыгамма-излучения, уровни загрязнения поверхностей помещений, оборудования изагрязнения воздуха рабочих помещений) устанавливаются администрацией АС посогласованию с местным органом Минздрава России.

Контрольные уровни облученияперсонала АС устанавливаются эксплуатирующей организацией, превышение которых вобоснованных случаях допускается с ее письменного разрешения.

11.10.1.12. Планируемое повышенноеоблучение персонала сверх ПДД применяется только в случае ликвидациипоследствий радиационной аварии в порядке, установленном "Нормамирадиационной безопасности", с письменного разрешения эксплуатирующейорганизации.

11.10.1.13. Все случаи нарушения правилрадиационной безопасности, которые стали причиной незапланированногоповышенного облучения персонала или загрязнения окружающей среды, должны бытьрасследованы и приняты меры, предотвращающие повторение подобных случаев.Сообщения о таких нарушениях и результаты их расследования должны передаватьсяв эксплуатирующую организацию и соответствующие органы государственногорегулирования безопасности.

11.10.1.14. Ответственность занарушение требований правил радиационной безопасности несутадминистративно-технические работники АС, которые не обеспечили соблюдениеподчиненным персоналом требований правил и не приняли необходимых мер попредупреждению нарушений, а также лица, непосредственно нарушившие эти правила.

11.10.1.15. Все АС должны иметь втехнологических регламентах эксплуатации энергоблоков значения пределовнормальной и безопасной эксплуатации по радиационным параметрам.

11.10.1.16. Нарушения в работе АС,связанные с превышением пределов безопасной эксплуатации по радиационнымпараметрам, должны расследоваться в соответствии с "Положением о порядкерасследования и учета нарушений в работе атомных станций".

11.10.2. Основные критерии ипределы.

11.10.2.1. Атомная станция считаетсябезопасной, если при нормальной эксплуатации и проектных авариях еерадиационное воздействие на персонал, население и окружающую средуограничивается установленными для этих состояний АС пределами.

11.10.2.2. При проектных авариях надействующих и строящихся АС, ТЭО (проекты) которых утверждены до 1 января 1994года (дата ввода в действие НД "Размещение атомных станций. Основныекритерии и требования по обеспечению безопасности"), радиационныепоследствия должны ограничиваться уровнями, не требующими принятия обязательныхмер по защите населения (то есть на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределамидозы облучения населения не должны превышать верхний уровень значений,установленных НД "Критерии для принятия решений о мерах защиты населения вслучае аварии ядерного реактора").

11.10.2.3. При проектных авариях наАС, ТЭО (проекты) которых не утверждены до 1 января 1994 года, радиационныепоследствия должны ограничиваться уровнями, не требующими принятия любых мерзащиты населения (то есть на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределамидозы облучения населения не должны превышать нижний уровень значений,установленных НД "Критерии для принятия решения о мерах защиты населения вслучае аварии ядерного реактора").

11.10.2.4. При проектных и запроектныхавариях на АС меры защиты персонала должны осуществляться в соответствии с"Планом мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС".

"Планмероприятий..." должен вводиться в действие одновременно с объявлением наАС состояния "аварийная обстановка" при достижении показателейрадиационной обстановки в обслуживаемых помещениях зоны строгого режима АС, натерритории промплощадки или санитарно-защитной зоны (в любом месте, по любомуиз нормируемых показателей) до значений, приведенных в "Типовом содержанииплана мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС".

В случае ухудшениярадиационной обстановки в периодически обслуживаемых и необслуживаемыхпомещениях зоны строгого режима АС меры защиты персонала (ограждение аварийнойзоны, удаление персонала) должны осуществляться в соответствии со специальнымиинструкциями, разрабатываемыми на АС в соответствии с "Общими положениямиобеспечения безопасности АС", без ввода в действие "Планамероприятий...".

11.10.2.5. При запроектных авариях наАС меры защиты населения должны осуществляться в соответствии с "Планоммероприятий по защите населения в случае аварии на АС". Администрация АСдолжна информировать органы местной власти (и другие органы в соответствии с"Положением об объявлении...") об аварии на АС и рекомендоватьместным органам власти ввод в действие "Плана мероприятий по защитенаселения..." при достижении показателей радиационной обстановки в зоненаблюдения АС значений, приведенных в "Типовом содержании планамероприятий по защите персонала в случае аварии на АС".

11.10.2.6. Пределами нормальной эксплуатации энергоблоков АС по радиационным параметрамявляются (эксплуатационные пределы):

а) по газоаэрозольнымвыбросам:

- пятикратное значениесуточного допустимого выброса (ДВ) радионуклидов или их групп (ИРГ, ДЖН,йод-131) при условии, что суммарный выброс за один квартал или последние 3месяца не превысит соответствующего значения;

б) по жидким сбросам:

- часть значения допустимогосброса (ДС) по любому нормируемому радионуклиду или их сумме, пропорциональнаяпрошедшему с начала календарного года времени;

- значение допустимойконцентрации (ДКб) по отдельным нормируемым радионуклидам (если в сбросеприсутствует один радионуклид) или их сумме, определенной в соответствии с"Нормами радиационной безопасности";

в) по облучаемостиперсонала:

- значениепредельно-допустимой дозы облучения персонала.

11.10.2.7. Пределами безопасной эксплуатации энергоблоков АС по радиационнымпараметрам являются:

а) по газоаэрозольнымвыбросам:

- значение ДВ радионуклидовили их групп (ИРГ, ДЖН, йод-131) за год;

б) по жидким сбросам:

- значение ДС по любомунормируемому радионуклиду или их сумме.

11.10.2.8. Перечисленные в пп. 11.10.2.6.и 11.10.2.7.эксплуатационные пределы и пределы безопасной эксплуатации должны содержаться вТехнологических регламентах эксплуатации энергоблоков АС.

11.10.3. Администрация АС должнаобеспечивать строгий учет количества, перемещения и места нахождения всехделящихся и радиоактивных материалов, свежего и отработавшего топлива,демонтированного радиоактивного оборудования, загрязненного инструмента,одежды, производственных отходов, других источников ионизирующего излучения.

11.11. Техника безопасности

11.11.1. Проектирование(конструирование), изготовление, эксплуатация и ремонт оборудования, зданий исооружений АС должны отвечать требованиям ПД в области техники безопасности иохраны труда.

11.11.2. На АС, организациях ипредприятиях атомной энергетики на основании типового положения должны бытьразработаны "Положения о системе управления охраной труда",учитывающие особенности и специфику конкретного предприятия (организации).

11.11.3. На руководителей АС,организаций и предприятий атомной энергетики возлагается персональнаяответственность и общее руководство, а на главных инженеров - организацияработы по технике безопасности и радиационной безопасности в целях обеспечениябезопасных условий труда.

Начальники подразделений,смен и мастера обязаны обеспечить проведение организационных и техническихмероприятий по созданию безопасных условий труда, обучение и инструктажбезопасным приемам выполнения работы и осуществление контроля за соблюдениемтребований техники безопасности и радиационной безопасности.

11.11.4. На АС, предприятиях иорганизациях отрасли должно быть организовано лечебно-профилактическоеобслуживание:

- предварительное, припоступлении на работу, и периодические медицинские осмотры;

- профессиональный отбор дляустановления физиологической и психофизиологической пригодности к безопасномувыполнению работ по отдельным операциям и видам работ;

- предрейсовые медицинскиеосмотры водителей автотранспортных средств;

- лечебно-профилактическоепитание и санитарно-бытовое обслуживания.

11.11.5. Тепломеханическоеоборудование, приспособления, другое оборудование и установки, подконтрольныеГосатомнадзору и Госгортехнадзору России, должны быть зарегистрированы соформлением паспорта и подвергаться испытаниям в соответствии с требованиямиправил и норм указанных органов государственного регулирования безопасности.

11.11.6. Защитные средства,приспособления и инструменты, применяемые при ремонте и обслуживанииоборудования, зданий и сооружений атомной энергетики, должны подвергатьсяосмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормами и правилами.

При ремонте оборудования АСдолжны применяться устройства, снижающие уровень радиации на рабочих местах,спецодежда и средства индивидуальной защиты; осуществляться мероприятия,направленные на снижение уровней загрязнения радиоактивными веществамиповерхностей оборудования, помещений и спецодежды, а также предупреждениераспространения и локализацию загрязнений.

11.11.7. Ответственность занесчастные случаи, профессиональные отравления и случаи незапланированногооблучения персонала, происшедшие на производстве, несут руководители, которыене обеспечили выполнения правил техники безопасности, радиационной безопасностии производственной санитарии и не приняли должных мер для предотвращениянесчастных случаев, профессионального отравления и незапланированного облученияперсонала, а также лица, непосредственно нарушившие указанные правила.

11.11.8. Каждый несчастный случай,каждый случай повышенного облучения персонала, а также все другие нарушенияправил техники безопасности и радиационной безопасности должны бытьрасследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры попредотвращению повторения подобных случаев.

Сообщения о несчастныхслучаях, случаях повышенного облучения персонала, их расследование и учетдолжны производиться в соответствии с "Положением о порядке расследованияи учету несчастных случаев на производстве".

11.11.9. Материалы расследованиятяжелых отдельных и групповых несчастных случаев, случаев со смертельнымисходом, случаев незапланированного облучения персонала, происшедших на АС,предприятиях и организациях отрасли, а также соответствующие циркуляры и обзорыдолжны прорабатываться с персоналом и должны быть разработаны мероприятия попредупреждению аналогичных случаев.

11.11.10. В случае возникновениярадиационных аварий, пожаров и других нарушений в работе персонал АС иприкомандированные с других предприятий и организаций должны принять меры попредупреждению развития аварии, выполнить необходимые защитные меры и покинутьрабочее место установленным маршрутом эвакуации.

11.11.11. Весь производственный персоналАС, предприятий и организаций отрасли должен быть обучен практическим приемамосвобождения работника, попавшего под напряжение, от действия электрическоготока и оказания первой помощи, а также приемам оказания первой помощи придругих несчастных случаях.

11.11.12. При проведениистроительно-монтажных, наладочных и ремонтных работ на действующих атомныхстанциях прикомандированным персоналом должны быть составлены согласованныемероприятия по технике безопасности, производственной санитарии, радиационной,взрыво- и пожаробезопасности, учитывающие взаимодействиестроительно-монтажного, наладочного, ремонтного и эксплуатационного персонала.

Ответственность завыполнение указанных мероприятий несут руководители соответствующих организацийи предприятий.

11.11.13. Прикомандированный на АСперсонал для выполнения работ в зоне строгого режима должен пройти обучение всоответствии с действующими правилами и нормами.

11.11.14. На каждой АС должны бытьопределены места размещения медицинских аптечек для оказания первой помощи, атакже средств для транспортировки пострадавших; определена номенклатурапостоянного запаса медикаментов и перевязочных средств в аптечках.

11.11.15. Персонал, находящийся впомещениях с действующим энергооборудованием (за исключением щитов управления,релейных и им подобных), в закрытых и открытых распределительных устройствах,колодцах, камерах, каналах и туннелях АС, тепловых сетей, на строительнойплощадке и в ремонтной зоне, должен надевать защитные каски.

11.12. Пожарная безопасность

11.12.1. При обеспечении пожарнойзащиты энергооборудования, зданий и сооружений АС следует руководствоватьсятребованиями действующих на АС, предприятиях, организациях нормативныхдокументов по пожарной безопасности.

На руководителей АС,предприятий и организаций атомной энергетики возлагается персональнаяответственность и общее руководство вопросами пожарной безопасности, а наглавных инженеров - разработка и выполнение противопожарных мероприятий,контроль за соблюдением установленного противопожарного режима, обеспечениепостоянной готовности систем автоматического обнаружения и установокпожаротушения, организация противопожарных тренировок руководство работойпожарно-технической комиссии.

На руководителейподразделений, служб, мастерских, лабораторий, складов и участков возлагаетсяответственность за пожарную безопасность закрепленных помещений и оборудования,а также за наличие и попранное состояние первичных средств пожаротушения.

11.12.2. На АС, предприятиях иорганизациях атомной энергетики должен быть разработан и введен планпожаротушения, составленный пожарной охраной совместно с администрацией АС,организации, предприятия.

Противопожарные тренировкиперсонала должны проводиться в соответствии с действующими на АС, предприятиях,организациях инструкциями, положениями по организации и проведениюпротивопожарного обучения персонала.

11.12.3. На АС, предприятиях иорганизациях атомной энергетики создаются при необходимости пожарно-техническиекомиссии, возглавляемые главными инженерами, и организуется учеба персонала попожарно-техническому минимуму. Каждый работник обязан знать и строго выполнятьправила пожарной безопасности применительно к обслуживаемому участку.

11.12.4. Руководители АС,предприятий и организаций обязаны обеспечить ввод в эксплуатацию новых объектови объектов после реконструкции в полном соответствии с проектом и требованиямидействующих нормативных документов пожарной безопасности.

11.12.5. За системамиавтоматического обнаружения и тушения пожаров должен быть установлен постоянныйнадзор, осуществляемый специально назначенными работниками. Закрепление за нимиуказанных систем и график их проверки утверждается директором АС.

11.12.6. Каждый случай пожара изагорания должен быть расследован в соответствии с действующими нормативнымидокументами специально назначенной комиссией с участием работниковГосударственной противопожарной службы для установления причин возникновенияпожара (загорания) и разработки противопожарных мероприятий.

11.12.7. Производственные,вспомогательные, подсобные и бытовые здания и сооружения АС, предприятий иорганизаций атомной энергетики не реже 1 раза в квартал должны осматриватьсяпожарно-технической комиссией. Выявленные недостатки должны устраняться всроки, установленные этой комиссией.

11.12.8. Производствоэлектросварочных, газосварочных, других огневых и пожароопасных работ должновыполняться с соблюдением требований действующих нормативных документов.

11.12.9. Работы, связанные сотключением средств автоматического обнаружения и установок тушения пожаров,участков противопожарного водопровода, а также, с перекрытием дорог и проездов,могут проводиться только с письменного разрешения главного инженера АС(предприятия) и после уведомления пожарной охраны и лиц, ответственных запожарную безопасность соответствующего участка.

11.12.10. Руководителем тушенияпожара до прибытия пожарного подразделения является начальник смены АС.

По прибытии пожарногоподразделения руководство тушением пожара принимает на себя старший оперативныйначальник, а начальник смены АС должен информировать его о состоянииоборудования, уровнях радиации, способах индивидуальной защиты и возможностиведения работ по пожаротушению.

11.13. Соблюдение природоохранных требований

11.13.1. При размещении,проектировании, строительстве, эксплуатации и выводе из эксплуатации атомныхстанций должны выполняться требования законодательных актов и действующихнормативных документов по охране окружающей среды.

11.13.2. На этапе выбора площадкидля строительства АС должны быть подготовлены исходные данные о состоянииприродной среды в районе расположения АС с целью получения "фоновых"(химических и радиоактивных) данных о состоянии природной среды исельскохозяйственных угодий как основы для последующих оценок влияниядействующих АС.

11.13.3. При эксплуатации АС должнобыть обеспечено рациональное использование природных ресурсов и непревышениеустановленных природоохранным законодательством и нормативными документамитребований в части теплового и химического загрязнения окружающей среды.

Количество загрязняющихвеществ, поступающих в окружающую среду, не должно быть выше значений предельнодопустимых или временно согласованных в установленном порядке выбросов исбросов.

11.13.4. В условиях нормальнойэксплуатации на АС доминирующими являются химическое и тепловое загрязнениеокружающей среды, радиоактивное воздействие выходит на первый план только ислучае запроектных аварий.

Для обеспечения сохраненияэкологически допустимых уровней загрязнения, гарантирующих безопасностьнаселения и объектов окружающей среды, должен быть организован контрольвыбросов и сбросов АС в соответствии с действующими нормативными документами.

11.13.5. На АС должна бытьпредусмотрена система автоматизированного контроля, которая должна обеспечиватьизмерение значений контролируемых параметров, характеризующих радиационноесостояние АС, окружающей среды при всех режимах работы АС, включая запроектныеаварии, а также при прекращении эксплуатации АС.

11.13.6. Для обнаружения возможныхутечек радиоактивных жидких сред на территории площадки АС, расположенной не навечномерзлых грунтах, должны предусматриваться проектом наблюдательныескважины. Наблюдательные скважины должны быть оборудованы средствами отборапроб воды для контроля.

11.13.7. При использовании атомнойстанции для целей отопления и горячего водоснабжения промышленной зоны икоммунального сектора должен осуществляться контроль радиоактивности тепловойсети и отопительных приборов в соответствии с действующими НД.

11.13.8. Атомные станции, исходя изместных природных, санитарных, технико-экономических условий, должны иметьпункты захоронения (хранения) радиоактивных отходов.

Пункт захоронения (хранения)радиоактивных отходов может обслуживать одну АС или группу атомных станций.

Обращение с жидкими илитвердыми радиоактивными отходами, их хранение (захоронение) должнопроизводиться в соответствии с требованиями "Санитарных правилпроектирования и эксплуатации атомных станций".

11.13.9. До начала предпусковыхналадочных работ должны быть приняты в эксплуатацию установки для очистки иобработки сточных вод.

11.13.10. В случае нарушений пределови/или условий безопасной эксплуатации АС, сопровождающихся радиационнымипоследствиями, администрация АС обязана поставить в известность эксплуатирующуюорганизацию, соответствующие органы государственного регулирования безопасностив установленном порядке, а также органы местного самоуправления, находящиеся врайоне 30-километровой зоны АС.

11.13.11. Атомные станции обязаныконтролировать и учитывать выбросы и сбросы загрязняющих веществ в окружающуюприродную среду и количество забираемой из водоемов и сбрасываемой в них воды.

11.14. Предупреждение и ликвидация чрезвычайныхситуаций на АС

11.14.1. В соответствии стребованиями "Положения о российской системе предупреждения и действий вчрезвычайных ситуациях" в эксплуатирующей организации должно бытьразработано положение о системе предупреждения и действий в чрезвычайныхситуациях (СЧС) эксплуатирующей организации атомных станций.

Положение должно определятьосновные задачи, силы, средства, организацию и порядок функционирования системыпредупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях эксплуатирующей организации.

СЧС эксплуатирующейорганизации является подсистемой отраслевой системы предупреждения и действий вчрезвычайных ситуациях (ОСЧС) Минатома России.

11.14.2. СЧС эксплуатирующейорганизации предназначена для предупреждения чрезвычайных ситуаций на атомныхстанциях, предприятиях и организациях, обеспечивающих эксплуатацию АС, в мирноеи военное время, а в случае их возникновения - для локализации и ликвидации ихпоследствий, обеспечения безопасности персонала и членов их семей, защитыприродной среды и уменьшения ущерба.

11.14.3. Для обеспечения организациии функционирования СЧС эксплуатирующей организации на атомных станциях, предприятияхи организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций,должны быть созданы системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуацияхобъектов (СЧСО).

Конкретные структуры СЧСО,их задачи, силы и средства, порядок функционирования определяются атомнымистанциями, предприятиями и организациями, непосредственно обеспечивающимиэксплуатацию АС.

11.14.4. Основными задачами СЧСэксплуатирующей организации являются:

- проведение вэксплуатирующей организации единой государственной политики в областипредупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, при их возникновении вмирное и военное время, защиты жизни и здоровья персонала и членов их семей,природной среды, материальных и культурных ценностей;

- формирование вэксплуатирующей организации системы экономических, правовых и организационныхмер, направленных на предупреждение и ликвидацию чрезвычайных ситуаций,обеспечение радиационной, технической и экологической безопасности;

- разработка и осуществлениемероприятий по предотвращению чрезвычайных ситуаций на АС, соблюдению норм иправил, действующих в области атомной энергетики;

- обеспечение постояннойготовности:

а) дежурно-диспетчерскихслужб эксплуатирующей организации, оперативного персонала атомных станций,персонала предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающихэксплуатацию АС;

б) пунктов управленияпротивоаварийными действиями атомных станций, аварийно-технического центра;

в) систем связи и оповещенияэксплуатирующей организации, атомных станций, предприятий и организаций,непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС;

г) автоматизированных системконтроля радиационной обстановки (АСКРО), лабораторий внешней дозиметрии;

д) сил и средств СЧСэксплуатирующей организации к действиям в чрезвычайных ситуациях, проведениюработ по их ликвидации;

- организация взаимодействияСЧС эксплуатирующей организации с ГКЧС России, ОСЧС Минатома России,министерствами и ведомствами, администрациями областей и районов, натерриториях которых размещены атомные станции, командованием нацеленных на АСвоинских частей и территориальных сил ГО для оказания помощи в ликвидациичрезвычайных ситуаций и проведению мероприятий в чрезвычайных ситуациях;

- сбор, обобщение, анализ иоценка информации о состоянии безопасности на объектах эксплуатирующейорганизации и обеспечение оперативной передачи информации на всех уровнях;

- прогнозирование и оценкарадиационной, химической и инженерной обстановки, социально-экономическихпоследствий чрезвычайных ситуаций;

- подготовка сил и средств,персонала атомных станций, предприятий и организаций, непосредственнообеспечивающих эксплуатацию АС, к действиям в чрезвычайных ситуациях,подготовка и повышение квалификации кадров специалистов СЧС эксплуатирующейорганизации;

- организация экстреннойпомощи атомным станциям в случае аварий или радиационно-опасных ситуаций;

- обеспечение первоочереднойпомощи пострадавшему персоналу и населению города (поселка) АС;

- организация физическойзащиты атомных станций во всех режимах функционирования СЧС эксплуатирующейорганизации.

11.14.5. Организационная структураСЧС эксплуатирующей организации должна включать в себя:

а) руководящие органы:

- комиссию по чрезвычайнымситуациям эксплуатирующей организации (КЧС);

- объектовые комиссии почрезвычайным ситуациям атомных станций, предприятий и организаций,непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций (ОКЧС).

Комиссии по чрезвычайнымситуациям предназначены для организации и непосредственного руководствавыполнением работ по предупреждению чрезвычайных ситуаций, а в случае ихвозникновения - для руководства ликвидацией их последствий.

Рабочими органами комиссийпо чрезвычайным ситуациям являются штабы ГОЧС, которые организуют работу повыполнению принятых комиссиями решений;

б) силы и средстваликвидации чрезвычайных ситуаций:

- специальные ведомственныеформирования атомных станций (СВФ);

- военизированные пожарныечасти атомных станций (ВПЧ);

- специальные частивнутренних войск МВД РФ, охраняющие атомные станции;

- группа оказания экстреннойпомощи атомным станциям в случае аварий (ОПАС);

- аварийно-технический центр(АТЦ);

- воинские части гражданскойобороны РФ, инженерных и химических войск МО России, территориальныеформирования гражданской обороны, нацеленные на АС для оказания помощи вликвидации чрезвычайных ситуаций;

- невоенизированныеформирования и службы гражданской обороны атомных станций, предприятий иорганизаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС;

- учреждения и формированиямедицинской службы Федерального управления медико-биологических и экстремальныхпроблем при Минздраве России и при главах администраций.

11.14.6. Деятельность СЧСэксплуатирующей организации должна включать в себя планирование, подготовку иосуществление мероприятий по предупреждению и действиям в чрезвычайныхситуациях в мирное и военное время и осуществляться в соответствии с"Планом основных мероприятий гражданской обороны эксплуатирующейорганизации", "Планами мероприятий по защите персонала в случаеаварии на АС", "Положением о порядке объявления аварийной обстановки,оперативной передачи информации и организации экстренной помощи атомнымстанциям в случае радиационно опасных ситуаций" и "Положением осистеме предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях эксплуатирующейорганизации".

11.14.7. В зависимости от обстановкидолжны быть определены три режима функционирования СЧС эксплуатирующейорганизации:

- режим повседневнойдеятельности;

- режим повышеннойготовности (состояние "Аварийная готовность");

- чрезвычайным режим(состояние "Аварийная обстановка").

Решение о введениисоответствующего режима функционирования принимают комиссии по чрезвычайнымситуациям эксплуатирующей организации атомных станций, предприятий иорганизаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций.

11.14.8. Для проверки и повышенияготовности звеньев СЧС эксплуатирующей организации должны периодическипроводиться:

- тренировки комиссии по ЧС- не реже 1 раза в год;

- учебно-методические сборыили командно-штабные учения с группой ОПАС и аварийно-техническим центром - нереже 1 раза в год;

- полномасштабныепротивоаварийные учения с привлечением сил и средств министерств и ведомств,входящих в систему ОПАС, - не реже 1 раза в 2 года.

На атомных станциях,предприятиях и организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатациюатомных станций, должны проводиться:

- учебно-методические сборыруководящего и командно-начальствующего состава гражданской обороны - не реже 1раза в год;

- тренировки по подготовкеобъектов к действиям в условиях чрезвычайных ситуаций - 2 раза в год;

- тренировки персонала,рабочих и служащих по их действиям при получении предупредительного сигнала"Внимание всем!" и речевых сообщений об авариях - 2 раза в год;

- тренировки по связи - 2раза в год;

- комплексные учения поотработке всех мероприятий, предусмотренных "Планом мероприятий по защитеперсонала в случае аварии на АС", с участием объектовых комиссий почрезвычайным ситуациям, взаимодействующих воинских частей и территориальныхформирований ГО, а также органов МВД и МО - 1 раз в 3 года.

11.14.9. В зависимости от масштабовчрезвычайной ситуации ликвидацией ее последствий должна заниматьсясоответствующая комиссия (КЧСО, СЧС эксплуатирующей организации, ОКЧС и т.д.).

Централизованная помощь вслучае чрезвычайных ситуаций на атомных станциях должна осуществляться в рамкахмежотраслевой системы оказания экстренной помощи атомным станциям в случаяхрадиационно опасных ситуаций (ОПАС).

В рамках этой системы должнабыть создана группа, в состав которой должны входить представители научных, проектныхорганизаций, министерств, ведомств, силы и средства которых принимают участие вработах по ликвидации последствий аварий на атомных станциях (Минатом России,МВД России, Минобороны России, Минздрав России, Росгидромет и т.д.).

12. ТЕРРИТОРИЯ, ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ,СООРУЖЕНИЯ, САНИТАРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА

12.1. Территория

12.1.1. Территория АС должнасоответствовать требованиям "Санитарных правил проектирования иэксплуатации атомных станций", "Правил радиационной безопасности приэксплуатации атомных станций", "Положения о порядке выбора площадокстроительства АС" и НД по охране окружающей среды.

12.1.2. Для обеспечения надлежащегоэксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий исооружений, соблюдения требований по охране окружающей среды должны бытьвыполнены и содержаться в должном порядке и исправном состоянии:

- системы отводаповерхностных и грунтовых вод со всей территории АС, от ее зданий и сооружений(дренажи, каптажи, канавы, водоотводящие каналы и др.);

- системы очисткивентиляционных выбросов от пыли, радиоактивных газов и аэрозолей;

- сооружения для очисткизагрязненных сточных вод и промливневой канализации;

- сети водопровода,канализации, дренажа, теплофикации, газопроводы и их сооружения;

- источники питьевой воды,водоемы и санитарные зоны охраны источников водоснабжения;

- железнодорожные пути ипереезды, автомобильные дороги, подъезды к пожарным гидрантам, водохранилищам иградирням, мосты, переходы и др.;

- противооползневые иберегоукрепительные сооружения;

- базисные и рабочие реперыи марки;

- пьезометры и контрольныескважины для наблюдения за режимом грунтовых вод;

- системы контролярадиационной обстановки на территории АС, санитарной зоны АС и зоны наблюдения;

- ограждение, освещение,озеленение и благоустройство территории.

12.1.3. Скрытые под землейкоммуникации водопровода, канализации, теплофикации, газоводы, воздухопроводы икабели должны иметь на поверхности земли указатели.

12.1.4. Должен быть обеспеченпроезд транспортных средств и механизмов ко всем сооружениям и зданиям,расположенным на территории АС, а также вдоль водоподводящих и отводящихканалов, водоподпорных и ограждающих плотин и дамб, трасс подземныхтрубопроводов.

12.1.5. Пешеходные дороги натерритории АС должны соединять между собой все здания и обеспечиватьбезопасность передвижения в местах пересечения с транспортными коммуникациями.

12.1.6. Территория АС должнаозеленяться в соответствии с нормативными требованиями по специальному проекту.

12.1.7. При выявлении на территорииАС блуждающих токов должна быть обеспечена антикоррозийная защита подземныхметаллических сооружений и коммуникаций.

12.1.8. Все водоотводящие сети иустройства должны осматриваться и подготавливаться весной к пропуску талых вод;места прохода кабелей, труб, вентиляционных каналов через стены зданий должныбыть уплотнены, а откачивающие механизмы приведены в состояние готовности кработе.

12.1.9. Контроль за режимомгрунтовых вод - уровнем воды в контрольных скважинах (пьезометрах) - долженпроводиться: в первый год эксплуатации не реже чем 1 раз в месяц, в последующиегоды - в зависимости от изменений уровня грунтовых вод, но не реже 1 раза вквартал.

В карстовых зонах контрольза режимом грунтовых вод должен быть организован по специальным программам и всроки, предусмотренные местной инструкцией.

Измерение температуры воды иотбор проб воды на химический анализ из скважин должны проводиться всоответствии с местной инструкцией.

Контроль за активностьюгрунтовых вод должен производиться в соответствии с указаниями отдела (службы)радиационной безопасности и требованиями санитарных органов надзора.

Результаты наблюдений должнызаноситься в специальный журнал.

12.1.10. На территории (площадке) АСдолжны быть постоянно задействованы главный вход и не менее двух запасных вместах по периметру территории, оборудованные контрольно-пропускными пунктамидля дозиметрического контроля всех покидающих АС людей и транспортных средств,а также вывозимых (выносимых) материалов, оборудования, приборов и т.п. Транспортныесредства перед выездом с территории АС при необходимости должны подвергатьсядезактивации в специально оборудованных местах.

12.1.11. Транспортировка потерритории АС радиоактивных материалов, отходов, загрязненного оборудования иприборов, изотопов должны проводиться в соответствии с правиламитранспортировки радиоактивных материалов и источников ионизирующих излучений сиспользованием проектных технологических схем, устройств и приспособлений.

Транспортировкаотработанного топлива, жидких и твердых радиоактивных отходов на территории АС,по трассам, не предусмотренным проектом, может быть выполнена по разрешениюглавного инженера АС и с соблюдением установленных правил.

12.2. Производственные здания, сооружения,санитарно-технические устройства

12.2.1. Здания, в которыхразмещается оборудование с радиоактивным теплоносителем, хранилищарадиоактивных отходов, а также другие здания или отдельные помещения, в которыхпроизводят работы с радиоактивными веществами, материалами и приборами, включаяи ремонт радиоактивного оборудования, должны быть спроектированы иэксплуатироваться в соответствии с "Санитарными правилами проектирования иэксплуатации атомных станций" и "Правилами радиационной безопасностипри эксплуатации атомных станций".

12.2.2. За состоянием строительныхконструкций производственных зданий и сооружений должно производитьсясистематическое наблюдение в объеме, определяемом местной инструкцией.

Кроме систематическогонаблюдения 2 раза в год (весной и осенью) должен проводиться общий техническийосмотр для выявления дефектов и повреждений, а после стихийных бедствий(ураганных ветров, обильных ливней или снегопадов, пожаров, землетрясений) илиаварий - внеочередной осмотр.

12.2.3. При весеннем техническомосмотре должны уточняться объемы работ по ремонту зданий и сооружений,предусмотренному в летний период, и выявляться объемы работ по капитальномуремонту для включения их в план следующего года.

При осеннем техническомосмотре должна проверяться подготовка зданий и сооружений к зиме.

12.2.4. Тщательный контроль долженбыть установлен за производственными зданиями и сооружениями, возведенными наподработанных подземными горными выработками территориях, на просадочныхгрунтах и в районах многолетней мерзлоты, а также эксплуатируемых при постояннойвибрации.

12.2.5. На АС должны проводитьсянаблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования: в первыйгод эксплуатации - 3 раза, во второй - 2 раза, в дальнейшем до стабилизацииосадков - 1 раз в год, после стабилизации осадков (1 мм в год и менее) - 1 разв 5 лет.

12.2.6. При наблюдении засохранностью зданий и сооружений должно контролироваться состояние подвижныхопор температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений, стыков изакладных деталей сборных железобетонных конструкций (при появлении коррозииили деформации), конструкций и участков, подверженных динамическим итермическим нагрузкам и воздействиям.

12.2.7. При обнаружении встроительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаковповреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение сиспользованием маяков и инструментальными измерениями. Сведения об обнаруженныхдефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооруженийс установлением сроков устранения выявленных дефектов.

12.2.8. Вентиляционные трубы АС(дымовые трубы котельных установок) должны подвергаться наружному осмотру 1 разв год (весной) и внутреннему осмотру через 5 лет после ввода, а в дальнейшем -по мере необходимости, но не реже 1 раза в 15 лет.

12.2.9. Не допускается пробивкаотверстий и проемов, установка, подвеска и крепление технологическогооборудования, транспортных средств, трубопроводов и других устройств, непредусмотренных проектом, без согласования с проектной организацией и лицом,ответственным за эксплуатацию здания (помещения).

Дополнительные нагрузки,устройство проемов, отверстий могут быть допущены только после поверочногорасчета строительных конструкций и, если окажется необходимым, их усиления.

Для каждого участкаперекрытий на основе проектных данных должны быть определены предельныенагрузки и указаны на табличках, устанавливаемых на видных местах.

12.2.10. Металлические конструкциизданий и сооружений должны быть защищены от коррозии, должен быть установленконтроль за эффективностью антикоррозионной защиты.

12.2.11. Окраска помещений иоборудования АС должна соответствовать требованиям промышленной эстетики исанитарии, а также правил и норм в атомной энергетике.

12.2.12. Строительные конструкции,фундаменты оборудования и строительных сооружений должны быть защищены отпопадания масел, пара и воды.

12.2.13. Вентиляционные иаэрационные установки должны быть работоспособны и обеспечивать впроизводственных помещениях оптимальные параметры воздушной среды, надежностьработы оборудования и долговечность строительных конструкций.

13. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВОАС

13.1. Гидротехническиесооружения и их механическое оборудование

13.1.1. Гидротехнические сооруженияАС (водоподпорные плотины и дамбы, каналы, туннели, трубопроводы, водозаборы иводосбросы и т.д.) должны удовлетворять проектным требованиям устойчивости,прочности, долговечности.

Сооружения и конструкции,находящиеся под напором воды, а также их основания и примыкания должныудовлетворять проектным показателям водонепроницаемости.

При эксплуатациигидротехнических сооружений должны быть обеспечены их безопасное состояние инадежная работа, а также бесперебойная и экономичная работа технологическогооборудования.

13.1.2. В бетонных гидротехническихсооружениях должны своевременно устраняться повреждения, вызываемые коррозиейбетона, кавитацией, трещинообразованием, повышенной деформацией и другиминеблагоприятными явлениями, связанными с воздействиями воды и нагрузок. Принеобходимости должна проводиться проверка прочности бетона на участках,подверженных воздействию фильтрующейся воды и расположенных в зонах переменногоуровня. При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению сустановленной проектом должны проводиться мероприятия по их усилению.

13.1.3. Земляные плотины и дамбыдолжны быть защищены от размыва.

Крепления откосов и ливневаяканализация должны поддерживаться в исправном состоянии. Земляные сооружения,особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины и дамбы, должныпредохраняться от повреждения животными.

Бермы и кюветы каналовдолжны регулярно очищаться от грунта осыпей и выносов, откосы и гребни земляныхсооружений должны быть освобождены от деревьев и кустарника, если они непредусмотрены проектом. На подводящих и отводящих каналах в необходимых местахдолжны устанавливаться лестницы, мостики и ограждения.

13.1.4. Складирование грузов иустройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, на бермах и откосахканалов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах расчетной призмыобрушения не допускается без проектного обоснования. Опасная зона должна бытьотмечена на месте отличительными знаками.

13.1.5. Участки откосов земляныхплотин и дамб, при недостаточно глубоком расположении грунтовых вод в низовомклине, во избежание промерзания и разрушения должны иметь дренажные устройстваили утепления.

13.1.6. Дренажные устройства дляотвода профильтровавшейся воды должны быть оборудованы водомернымиприспособлениями и содержаться в исправном состоянии. Вода из дренажныхустройств должна отводиться от сооружений непрерывно. При обнаружении выносагрунта фильтрационной водой необходимо принять меры к его прекращению.

13.1.7. Скорость воды в каналахдолжна быть такой, чтобы не происходило размывов откосов и дна канала,отложения наносов; должна быть обеспечена бесперебойная подача воды при наличииледовых образований. Максимальные и минимальные скорости воды должны бытьустановлены с учетом местных условий.

13.1.8. Наполнение и опорожнениеводохранилищ, бассейнов, каналов и напорных трубопроводов, а также изменениеуровней воды должны проводиться постепенно со скоростями, исключающимипоявление недопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, оползаниеоткосов, возникновение вакуума и ударных явлений в трубопроводах; допускаемые скоростиопорожнения и наполнения должны быть указаны в местной инструкции.

13.1.9. При эксплуатации напорныхтрубопроводов должны быть:

- устранены повышеннаявибрация оболочки, обеспечена нормальная работа всех опор;

- обеспечена нормальнаяработа компенсационных устройств;

- автоматически действующиезащитные устройства, предусмотренные на случай разрыва трубопроводов, должныпостоянно находиться в состоянии готовности к действию.

13.1.10. Аэрационные устройстванапорных трубопроводов должны быть надежно утеплены и при необходимостиоборудованы обогревом. Систематически в сроки, указанные в местной инструкции,должны проводиться проверки состояния аэрационных устройств.

13.1.11. Металлические напорныетрубопроводы и металлические части гидротехнических сооружений, в том числеградирен и брызгальных бассейнов, должны быть защищены от коррозии иабразивного износа, а деревянные части – от гниения.

13.1.12. Должна быть обеспеченанадежная работа уплотнений деформационных швов.

13.1.13. На каждой АС в местной инструкциидолжен быть изложен план действий персонала при возникновении нагидротехнических сооружениях аварийных ситуаций. В плане должны быть определеныобязанности персонала, способы устранения аварийных ситуаций, запасыматериалов, средства связи и оповещения, транспортные средства, путипередвижения и т.п.

13.1.14. Противоаварийныеустройства, водоотливные водоспасательные средства должны содержаться висправном состоянии и постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

13.1.15. Капитальный ремонтгидротехнических сооружений должен проводиться выборочно в зависимости от ихсостояния, не создавая помех в работе.

13.1.16. Вдоль водоподводящих иобводящих каналов, водоподпорных и ограждающих плотин и дамб, трасс подземныхтрубопроводов большого диаметра должны быть предусмотрены проходы для ихосмотра.

Повреждения гидротехническихсооружений, создающие опасность для людей и оборудования, должны устранятьсянемедленно.

13.1.17. Систематический контроль загидротехническими сооружениями на АС является основным средством для оценкисостояния и условий их работы.

13.1.18. Ответственность заорганизацию надзора за гидротехническими сооружениями, за своевременноевыявление аварийных ситуаций, разработку и выполнение мероприятий по ихустранению несут: в период строительства до приемки в эксплуатацию полностьюзаконченного строительством гидроузла - строительная организация (генеральныйподрядчик), в период эксплуатации - АС.

13.1.19. При сдаче гидротехническихсооружений в эксплуатацию заказчику должны быть переданы:

- контрольно-измерительнаяаппаратура (КИА) и данные наблюдений по ней в строительный период -строительной организацией;

- данные анализа результатовнатурных наблюдений с указанием предельно допустимых по условиям устойчивости ипрочности сооружения показаний КИА - проектной организацией.

13.1.20. Объем КИА, устанавливаемойна гидротехнических сооружениях, определяется проектом и зависит от классакапитальности сооружения; на сооружениях 3-го и 4-го класса капитальности, какправило, достаточен визуальный контроль и КИА может не устанавливаться.

В период эксплуатации порешению АС (эксплуатирующей организации) состав КИА и объем наблюдений могутбыть сокращены или увеличены в зависимости от состояния гидросооружений.

На АС должны быть ведомость исхема размещения всей КИА с указанием даты установки каждого прибора иначальных отсчетов; состояние КИА должно проверяться в сроки, указанные местнойинструкцией.

13.1.21. На каждой АС должна бытьместная программа натурных наблюдений, утвержденная главным инженером АС. Всроки, установленные местной программой, и в предусмотренном ею объеме должныпроводиться наблюдения за:

- осадками и смещениямисооружений и их оснований, деформациями, трещинами в сооружениях и облицовках,состоянием деформационных и строительных швов, креплением откосов земляныхплотин и дамб, каналов и выемок, состоянием трубопроводов;

- фильтрационным режимом восновании и теле земляных, бетонных сооружений и береговых примыканий, работойдренажных и противофильтрационных устройств, режимом грунтовых вод в зонесооружений;

- воздействием потока насооружения, в частности за размывом водобоя и рисбермы, дна и берегов,истиранием и коррозией облицовок, просадками, оползневыми явлениями, заилениеми зарастанием каналов и бассейнов, переработкой берегов водоемов;

- воздействием льда насооружения, их обледенением.

При необходимости должныбыть организованы наблюдения за вибрацией сооружений, сейсмическими нагрузкамина них, прочностью и водонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием итемпературным режимом конструкций, коррозией металла и бетона, состояниемсварных швов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участкахгидросооружений и др. При существенных изменениях условий эксплуатациигидросооружений, должны проводиться дополнительные наблюдения по специальнымпрограммам.

В местных инструкциях длякаждого напорного гидротехнического сооружения должны быть указаны критерии егобезопасного состояния, с которыми должны сравниваться данные, полученные спомощью КИА.

13.1.22. На всех гидротехническихсооружениях должны быть установлены базисные и рабочие реперы. Оси основныхгидротехнических сооружений должны быть надежно обозначены на местности знакамис надписями и связаны с базисными реперами. Анкерные опоры напорных трубопроводовдолжны иметь марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

Водоподпорные и ограждающиеплотины и дамбы, каналы, туннели должны иметь знаки, отмечающие попикетно длинусооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также места расположенияскрытых под землей или водой устройств.

13.1.23. Контрольно-измерительнаяаппаратура должна быть защищена от повреждений. Пьезометры и контрольныескважины должны быть защищены от засорения и промерзания. Откачка воды изпьезометров без достаточного обоснования запрещается. Отметки верха пьезометровпериодически, но не реже 1 раза в год, должны проверяться нивелировкой.

13.1.24. Ежегодно до наступлениявесеннего половодья, а в отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на АСдолжны назначаться паводковые комиссии. Комиссия проводит осмотр и проверкуподготовки к половодью (паводку) всех гидротехнических сооружений, ихмеханического оборудования, подъемных устройств, руководит пропуском половодья(паводка) и после его прохождения снова осматривает сооружения.

13.1.25. Осмотр подводных частейсооружений и туннелей, предусмотренный проектом или местной инструкцией, долженпроводиться после первых 2 лет эксплуатации и далее по мере необходимости, ноне реже 1 раза в 5 лет.

13.1.26. Механическое оборудованиегидротехнических сооружений (затворы и защитные ограждения с их механизмами),средства его дистанционного автоматического управления и сигнализации, а такжеподъемные и транспортные устройства общего назначения должны постоянносодержаться в исправности и находиться в состоянии готовности к работе. Должнабыть обеспечена возможность маневрирования затворами водосбросных сооружений,предназначенными для использования при пропуске половодья, путем ихосвобождения от наледей и ледяного припая непосредственно перед весеннимполоводьем.

13.1.27. Механическое оборудованиегидросооружений должно периодически осматриваться и проверяться и соответствиис утвержденным графиком.

13.1.28. Основные затворы должныиметь указатели высоты открытия. Индивидуальные подъемные механизмы и закладныечасти затворов должны иметь привязку к базисным реперам.

13.1.29. При маневрированиизатворами их движение должно происходить беспрепятственно, без рывков ивибрации, при правильном положении ходовых и отсутствии деформации опорныхчастей. Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов, правильная посадкаих на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Затворы не должны иметьперекосов и недопустимых деформаций при работе под напором.

Нахождение затворов вположениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкцийгидросооружений, запрещается.

13.1.30. Полное закрытие затворов,установленных на напорных водоводах, может проводиться лишь при исправномсостоянии аэрационных устройств водоводов.

13.1.31. Сороудерживающиеконструкции (решетки, сетки, запани) должны регулярно очищаться от сора.

На каждой АС должны бытьустановлены предельные по условиям прочности и экономичности значения уровнейна сороудерживающих решетках.

Механическое оборудованиедолжно быть защищено от коррозии и обрастания дрейсеной.

13.1.32. В случаях необходимостидолжно быть обеспечено утепление или обогрев пазов, опорных устройств ипролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных дляработы в зимних условиях.

13.1.33. Осмотр основных конструкцийградирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя,оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) ибрызгальных устройств должны проводиться ежегодно в весенний и осенний период.Обнаруженные дефекты должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура приположительных температурах воздуха должны быть установлены в горизонтальномположении.

Антикоррозионное покрытиеметаллических конструкций должно восстанавливаться по мере необходимости.Водосборные бассейны, а также асбоцементные листы обшивок башен градирен должныиметь надежную гидроизоляцию.

13.1.34. Водораспределительныесистемы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться не реже 2 раз в год- весной и осенью. Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, авышедшие из строя заменены. Водосборные бассейны градирен должны не реже 1 разав 2 года очищаться от ила и мусора.

13.1.35. Конструкции оросителейградирен должны очищаться от минеральных и органических отложений.

13.1.36. Решетки и сетки градирен ибрызгальных устройств должны осматриваться 1 раз в смену и при необходимостиочищаться, чтобы не допускать перепада воды на них выше установленногопроектом.

13.1.37. При эксплуатации градирен ибрызгальных устройств в зимних условиях обледенение конструктивных элементовохладителей и прилегающей территории не допускается.

Во избежание обледенениярасположенного вблизи оборудования, конструкционных элементов и территориизимой брызгальные устройства должны работать с пониженным напором. Приуменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла и отключеныкрайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора уразбрызгивающих сопел должно быть обеспечено путем уменьшения общего расходаохлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а также отводачасти нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно вводосборный бассейн. Температура воды на выходе их брызгального устройствадолжна быть не ниже 10 °С.

13.1.38. При наличии параллельноработающих градирен и уменьшения зимой общего расхода воды во избежаниеобледенения оросителя плотность орошения в градирнях должна быть не менее 6 м3/чна 1 м2 площади орошения, а температура воды на выходе градирен - нениже 10 °С.

13.1.39. При кратковременномотключении градирен или брызгального устройства в зимний период должна бытьобеспечена циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования внем льда.

13.1.40. Детальное обследованиеметаллических каркасов вытяжных башен обшивных градирен должно проводиться нереже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек - не реже 1 раза в 5 лет.

13.2. Водное хозяйство АС, гидрологическое иметеорологическое обеспечение

13.2.1. При эксплуатации водногохозяйства атомных станций должны быть обеспечены: бесперебойная подачаохлаждающей воды в необходимых количествах, регулирование температурного режимас целью поддержания экономичного вакуума и предотвращения загрязненийконденсаторов и циркуляционных водоводов. Одновременно должны быть учтеныпотребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (рыбного хозяйства,водного транспорта, водоснабжения, орошения) и условия охраны природы.

13.2.2. К моменту приемки вэксплуатацию атомной станции проектной организацией должны быть переданыдирекции:

- согласованные сзаинтересованными организациями "Правила эксплуатации водохранилища";

- гидравлическиехарактеристики водопропускных (водосбросных) сооружений.

По мере накопленияэксплуатационных данных эти Правила и характеристики должны уточняться идополняться.

13.2.3. До наступления минусовойтемпературы наружного воздуха и появления льда должны быть проверены иотремонтированы шугосбросы и шугоотстойники, очищены от сора и топляковводоприемные устройства и подводящие каналы, решетки и пазы затворов, а такжеподготовлены устройства для обогрева решеток и пазов затворов, проверенышугосигнализаторы и микротермометры.

13.2.4. Вдоль сооружений, нерассчитанных на давление сплошного ледяного поля, должна устраиваться полынья,поддерживаемая в свободном от льда состоянии в течение зимы.

13.2.5. При прямоточном, смешанноми оборотном водоснабжении АС с водохранилищами-охладителями (при необходимости)должна осуществляться рециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогреварешеток водоприемника. Включение рециркуляции должно предотвращать появлениешуги на участке водозабора; условия ее включения должны быть указаны в местнойинструкции.

13.2.6. Перед ледоставом и в периодледостава должны проводиться систематические (не реже 1 раза в сутки) измерениятемпературы воды на участках водозаборов с целью обнаружения признаков еепереохлаждения. Порядок включения обогрева и устройств для расчистки решеток отльда должен быть определен местной инструкцией.

13.2.7. При заилении водохранилищ,бьефов, бассейнов или каналов необходимо промывать бьефы, водохранилища, порогиводоприемников, осветлять воду в отстойниках, предохранять водохранилища(бассейны, бьефы) от заиления путем проведения режимных мероприятий, применятьберегоукрепительные и наносоудерживающие устройства или удалять наносымеханическими средствами.

13.2.8. В случае возможностипопадания в приемные сооружения наносов, скопившихся перед порогомводоприемника, должны проводиться кратковременные интенсивные промывки. Приневозможности или неэффективности промывки удаление наносов должно проводитсяпри помощи механизмов.

13.2.9. На каждой АС, вводохранилище которой имеется залежи торфа, должен быть организован перехватвсплывающих масс торфа выше створа водозаборных сооружений, преимущественно вместах всплывания. Перехваченный торф должен отбуксировываться в бухты и наотмели и надежно закрепляться.

13.2.10. При развитии воднойрастительности в водохранилищах-охладителях, брызгальных бассейнах и градирняхдля ее уничтожения следует применять активные способы: механические,биологические, химические. Применение химических способов допускается сразрешения органов Госкомэкологии России и Госкомрыболовства России.

13.2.11. Задачами гидрологического иметеорологического обеспечения АС являются:

- получение гидрологическихи метеорологических данных для оптимального ведения режимов работы АС,планирование использования водных ресурсов и организации правильнойэксплуатации гидротехнических сооружений и водохранилищ;

- контроль за использованиемводных ресурсов на АС;

- получение данных длярегулирования водного стока, пропуска половодий и паводков, организацииирригационных и санитарных пропусков, обеспечение расходов воды наводоснабжение и т.п.;

- получение информации длясвоевременного принятия мер по предотвращению или уменьшению ущерба отстихийных явлений.

13.2.12. Атомные станции должнырегулярно получать от органов Росгидромета следующие данные:

- сведения по используемомуводостоку (расход, уровень и температура воды, ледовые явления, наносы);

- водные балансыводохранилищ многолетнего, годичного и сезонного регулирования;

- метеорологические данные(температура и влажность воздуха, количество осадков, сила и направление ветра,образование гололеда, штормовые и градовые предупреждения);

- гидрологические иметеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации АС.

При необходимости АС должныполучать от органов Росгидромета данные по физическим, химическим игидробиологическим показателям и уровню загрязнения вод, а также экстреннуюинформацию о резких изменениях уровня загрязнения вод.

13.2.13. Объем и сроки передачигидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасныхявлениях устанавливаются для каждой АС соответствующими органами Росгидромета.

Прогнозы Росгидромета ифактические гидрологические и метеорологические явления регистрируются на АС.

13.2.14. На каждой АС в сроки,определяемые программой натурных наблюдений, должны быть организованынаблюдения за:

- уровнями воды в бьефахводонапорных сооружений, у водозаборных сооружений, в каналах;

- расходами воды,пропускаемой через гидротехнические сооружения, и используемым технологическимоборудованием;

- ледовым режимом водотока(водохранилища, пруда, реки) вблизи сооружений;

- содержанием в воде наносови их отложениями в водохранилищах (водоемах);

- температурой воды ивоздуха;

- показателем качестваиспользуемой или сбрасываемой воды (по местным условиям).

13.2.15. Определение среднесуточногорасхода воды, использованной АС, должен определяться по показаниям расходомеров;при отсутствии водомерных устройств временно, до установки указанных приборов,учет стока воды может проводиться по характеристикам протарированноготехнологического оборудования и с использованием других возможных методов.

13.2.16. Водомерные посты должныпериодически, не реже чем через 5 лет, проверяться нивелировкой. Вблизи реек исвай должен скалываться лед, а автоматические посты на зимний период должныутепляться.

13.2.17. Информация об аварийныхсбросах АС загрязняющих веществ, а также о нарушении ими установленного режимаиспользования водных объектов должна немедленно передаваться местным органомРоскомгидромета непосредственно атомными станциями.

13.2.18. Наводохранилищах-охладителях должен осуществляться контроль за качеством воды ипри необходимости должны приниматься меры для предотвращения загрязнения еепромышленными, радиоактивными и бытовыми стоками, приводящими к нарушениютребований санитарных норм, загрязнению и коррозии оборудования атомныхстанций.

13.3. Техническое водоснабжение

13.3.1. При эксплуатации системтехнического водоснабжения должны быть обеспечены:

- бесперебойная подачаохлаждающей воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемогокачества;

- предотвращение загрязненийконденсаторов турбин, теплообменного оборудования и трубопроводов системтехнического водоснабжения;

- выполнение требованийправил и норм по охране окружающей среды.

13.3.2. Для предотвращенияобразования отложений в трубках конденсаторов турбин и другого теплообменногооборудования, коррозии, "цветения" воды или зарастанияводохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводитьсяпрофилактические мероприятия.

Выбор мероприятий долженопределяться местными условиями, их эффективностью, допустимостью по условиямэксплуатации теплообменного оборудования, охраны окружающей среды.

Очистка теплообменногооборудования, циркуляционных водопроводов и каналов должна производиться помере необходимости.

Уничтожение высшей воднойрастительности и борьба с "цветением" воды в водохранилищах-охладителяххимическим способом допускается только с разрешения Госкомэкологии России иГоскомрыболовства России.

13.3.3. В случае накипеобразующейспособности охлаждающей воды при эксплуатации АС должны производиться:

а) в системе оборотного водоснабженияс градирнями и брызгальными бассейнами:

- подкисление либофосфатирование воды или комбинированные методы ее обработки - подкисление ифосфатирование; подкисление, фосфатирование, известкование и др.;

- при подкислении добавочнойводы серной и соляной кислотами щелочной буфер в ней поддерживать не менее1,0-0,5 мг-экв/кг;

- при вводе кислоты вциркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0-2,5 мг-экв/кг;

- при применении сернойкислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достиглоуровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфатовкальция;

- при фосфатированиициркуляционной воды содержание в ней фосфатов в пересчете на РО4-3- поддерживать в пределах 2,0-2,7 мг/кг.

При применении оксиэтиленфосфановойкислоты содержание ее в циркуляционной воде, в зависимости от химическогосостава, поддерживать в пределах 0,25-4,0 мг/кг; в продувочной воде содержаниеэтой кислоты ограничить по ПДК до 0,9 мг/кг:

б) в системе оборотноговодоснабжения с водохранилищами-охладителями осуществлять водообмен в периодлучшего качества воды в источнике подпитки. При накипеобразующей способностиохлаждающей воды, а также при наличии в ней ила, песка и гидробионитов, которыемогут осаждаться в трубах теплообменного оборудования, с вводом первогоэнергоблока АС обязателен ввод в эксплуатацию системы шариковой очистки сэластичными губчатыми резиновыми шариками для конденсаторов турбин.

Для периодической промывкиконденсаторов турбин и других теплообменников должны быть предусмотреныустановки кислотной промывки и очистки промывочных растворов.

13.3.4. При обрастании системтехнического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивныхэлементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов)моллюском дрейсены или другими биоорганизмами должны применяться необрастающиепокрытия, проводиться промывки трактов горячей водой. Допускается применение идругих, в том числе химических, методов борьбы с обрастанием по согласованию сорганами Госкомэкологии России и Госкомрыболовства России.

Для борьбы с моллюскомдрейсены необходимо поддерживать скорость воды в трубопроводах более 1,5 м/с ине допускать образования застойных зон в системах технического водоснабжения.

Борьба с отмершими моллюскамидрейсены осуществляется установкой фильтр-ловушек на трубопроводах и удалениеммоллюска из подводящего тракта к блочной насосной станции.

13.3.5. Периодичность удалениявоздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в нихне уменьшилась более 0,3 м против проектного значения.

13.3.6. При эксплуатацииохладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

- оптимальный режим изусловий достижения экономически наивыгоднейшего вакуума в конденсаторах турбин;

- эффективность охлаждениясогласно нормативных характеристик турбин.

13.3.7. Оптимальные режимы работыгидроохладителей водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны всоответствии с режимными картами, разработанными для конкретныхметеорологических условий и конденсационных нагрузок АС.

При увеличениисреднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1 °С по сравнению с требуемой по нормативнойхарактеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причиннедоохлаждения.

13.3.8. Системы техническоговодоснабжения ответственных потребителей (обеспечивающие системы безопасности)и важные для безопасности гидротехнические сооружения должны эксплуатироватьсяв соответствии с инструкциями, разработанными на основании проекта, технологическогорегламента по эксплуатации энергоблока АС.

14. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АС И ТЕПЛОВЫХСЕТЕЙ

14.1. Топливно-транспортноехозяйство

14.1.1. При эксплуатациитопливно-транспортного хозяйства должны обеспечиваться:

- бесперебойная работажелезнодорожного транспорта АС и механизированная разгрузка железнодорожныхвагонов, цистерн и судов в установленные сроки и в соответствии с Уставом иПравилами технической эксплуатации железных дорог РФ и Уставом внутреннеговодного транспорта РФ;

- приемка топлива отпоставщиков и контроль его количества и качества;

- механизированноескладирование и хранение установленного запаса топлива;

- своевременная ибесперебойная подготовка и подача топлива.

14.1.2. Качество всех видовпоставляемого АС топлива должно соответствовать ГОСТ и техническим условиям напоставку.

В договорах на поставкутоплива должны быть указаны:

- для ядерного топлива -типы и количество ТВС, масса и изотопный состав топлива;

- для жидкого топлива -марка топлива и предельное содержание серы;

- для газообразного топливакотлов - низшая теплота сгорания газа.

В договорах также должнабыть предусмотрена равномерная (по графику) отгрузка твердого и жидкоготоплива.

14.1.3. На АС должны периодическипроводиться анализы качества поступающего жидкого и газообразного топлива,кроме того, контрольные анализы топлива должны проводиться во всех случаях,вызывающих сомнения в соответствии качества топлива ГОСТ и условиям поставки.

Пробы поступающего топливадолжны отбираться согласно действующим стандартам и правилам. В случаеобнаружения расхождений с данными поставщика ему должны быть предъявлены вустановленном порядке материальные претензии.

14.1.4. На АС должен быть обеспеченучет всего количества прибывающего топлива.

Вес всего жидкого топливадолжен определяться путем взвешивания или по обмеру в цистернах (припоступлении по железной дороге и автотранспортом), обмеру в судах икалибровочным таблицам (при поступлении водным путем).

Количество всегогазообразного топлива должно определяться по приборам, установленным на АС, ипересчитываться на условия, соответствующие стандарту: при температуре газа +20 °С и давлении 780 мм рт. ст.

14.1.5. Весы, используемые дляучета топлива, должны проверяться и регулироваться по графику, утвержденномудиректором АС. Кроме того, весы должны предъявляться государственнымповерителям в сроки, установленные Госстандартом России.

14.1.6. Прибывший состав с топливомдолжен быть осмотрен. При обнаружении поврежденных вагонов или цистерн, а такжепри наличии видимых потерь топлива в пути составляется акт и предъявляютсяпретензии железной дороге.

При выявлении недогрузатоплива, превышающего установленные нормы естественной убыли притранспортировке, а также погрешности устройств для обмера или взвешивания, АСдолжна предъявлять транспортирующей организации или поставщикам топливаматериальные претензии.

14.1.7. Движение поездов, а такжеподача и уборка вагонов должны быть организованы в соответствии с"Инструкцией о порядке обслуживания и организации движения на подъездномпути" и осуществляться по "Единому технологическому процессу работыподъездных путей электростанций и станций примыкания" (ЕТП), составленномуприменительно к данной АС, с учетом принятого в проекте порядка выгрузкивагонов и цистерн и в соответствии с указаниями "Правил перевозки грузовМПС".

В договора, заключаемые АС спредприятиями МПС и другими предприятиями, осуществляющимитранспортно-экспедиционное обслуживание, должны быть включены требования особлюдении этими предприятиями положений настоящих Правил.

14.1.8. Сооружения и устройствапристанционных железнодорожных путей, сигнализация и связь, а также подвижнойсостав, находящийся в ведении электростанции, должны содержаться иремонтироваться в соответствии с требованиями МПС.

14.1.9. Аппаратура контроля,автоматического и дистанционного управления, технологические защиты иблокировки разгрузочных и размораживающих устройств, агрегатов и устройствтопливоподачи, хозяйств жидкого газового топлива должны содержаться висправности и периодически проверяться.

ПРИЕМ, ХРАНЕНИЕ И ПОДГОТОВКАК СЖИГАНИЮ ЖИДКОГО ТОПЛИВА

На напорные трубопроводыжидкого топлива должны быть составлены паспорта установленной формы.

14.1.10. Сливные лотки должнысодержаться в исправности и чистоте. Мазут из сливных лотков после окончанияслива должен быть спущен полностью и лотки закрыты крышками.

Лотки, гидрозатворы, шандорыи фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны периодическиочищаться.

14.1.11. При сливе мазута впаропроводах сливного пункта должны поддерживаться давление пара 8-13 кгс/см2(0,82-1,3 МПа) и температура 200-250 °С.

14.1.12. Сопла разогревающихустройств эстакад для слива мазута не должны допускать общий расход пара нацистерну более 900 кг/ч.

14.1.13. В приемных емкостях мазутдолжен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работуперекачивающих насосов.

В приемных емкостях ирезервуарах мазутосклада нагрев мазута до температуры свыше 90 °С неразрешается.

14.1.14. Металлические резервуары,находящиеся в районах со среднегодовой температурой воздуха +9 °С и ниже,должны быть теплоизолированы. Изоляция должна поддерживаться в исправности.

14.1.15. Резервуары мазута должныочищаться от донных отложений по мере необходимости.

Внутренний осмотр сустранением замеченных недостатков должен проводиться не реже чем 1 раз в 5лет.

14.1.16. Остатки жидкого топлива,удаляемые при очистке резервуаров, лотков, приемных емкостей, фильтров,мазутоподогревателей и других устройств, должны сжигаться в специальноотведенных местах. Хранение этих остатков на территории электростанцийзапрещается. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топливадолжны быть составлены градуировочные таблицы, которые утверждаются главныминженером АС.

Расход топлива долженучитываться по измерению его количества в резервуарах либо расходомерами.

14.1.17. Эксплуатация хозяйстважидкого топлива должна обеспечивать бесперебойную подачу подогретого ипрофильтрованного топлива в количестве, требуемом нагрузкой; котлов, сдавлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

14.1.18. В напорных трубопроводахкотельных, оборудованных механическими форсунками, должно поддерживатьсяноминальное давление жидкого топлива с колебаниями не более + 1 кгс/см2.

14.1.19. Вязкость мазута в котельнойне должна превышать, град. ВУ:

- для электростанций,применяющих механические и паромеханические форсунки, - 2,5;

- при применении паровых иротационных форсунок - 6.

14.1.20. Фильтры должны очищатьсяпри повышении их сопротивления на 50 % по сравнению с начальным (в чистом состоянии)при расчетной нагрузке.

Отжиг фильтрующей сетки приочистке запрещается.

Мазутоподогреватели должныочищаться при снижении их тепловой мощности на 30 % номинальной.

14.1.21. Резервные насосы,подогреватели и фильтры должны содержаться в состоянии готовности кнемедленному включению в работу.

Проверка включениярезервного насоса от действия устройств автоматического ввода резерва должнапроводиться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в месяц.

14.1.22. Напорные и циркуляционныетрубопроводы жидкого топлива котельной и газотурбинной установок должныпостоянно находиться в работе. При выводе трубопровода в ремонт он должен бытьнадежно отключен от действующих, тщательно дренирован и пропарен.

14.1.23. Перед включениемрезервуаров с мазутом в работу после длительного хранения топлива должна бытьотобрана из придонного слоя (до 0,5 м) проба мазута для анализа на влажность иприняты меры, предотвращающие попадание мазута большой обводненности вкотельную.

14.1.24. Текущий и капитальныйремонт насосов жидкого топлива должны проводиться по утвержденному графику и всроки, соответствующие требованиям завода-изготовителя: текущий ремонт - нереже 1 раза в 1,5 года, капитальный - не реже 1 раза в 3 года.

14.1.25. По утвержденному графику,но не реже чем 1 раз в неделю, должно проверяться действие сигнализациипредельного повышения и понижения температуры и давления топлива, подаваемого кагрегатам, и правильность показаний выведенных на щит управления дистанционныхуровнемеров топлива в резервуарах.

По утвержденному графикудолжны проводиться:

- наружный осмотрмазутопроводов и арматуры - не реже 1 раза в год и выборочная ревизия арматуры- не реже 1 раза в 4 года.

14.1.26. Прием, хранение иподготовка к сжиганию заменителей мазута должны осуществляться в соответствии сдирективными указаниями и местными инструкциями.

ПОДАЧА ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА

14.1.27. Эксплуатация газовогохозяйства АС должна быть организована в соответствии с "Правиламибезопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора России; "Правиламипользования газом в народном хозяйстве"; "Типовой инструкцией поэксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающих на природном газе";"Положением о газовой службе и лицах, ответственных за газовое хозяйствоэлектростанций и котельных"; "Положением о ведомственном надзоре засостоянием газовых хозяйств тепловых электростанций".

14.1.28. Колебания давления газа вгазопроводе котельной не должны превышать значений, указанных в местнойинструкции, но не выше + 10 % рабочего.

По графику, но не реже чем 1раз в месяц, должно проверяться действие сигнализации максимального иминимального давлений газа в газопроводе котельной после автоматическихрегуляторов давления.

14.1.29. При заполнении газомгазопроводы должны продуваться до вытеснения всего воздуха. Окончание продувкиопределяется путем анализа или сжигания отбираемых проб, при этом содержаниекислорода в газе не должно превышать 1 %, а сгорание газа должно происходитьспокойно, без хлопков.

При продувках газопроводоввыпуск газовоздушной смеси должен осуществляться в места, где исключенавозможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либоисточника огня.

При освобождении от газагазопроводы должны продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Окончаниепродувки определяется анализом, при котором остаточное содержание газа впродувочном воздухе, должно быть не более 1/5 нижнего предела воспламенениягаза.

14.1.30. По утвержденному графику,но не реже чем 1 раз в 2 дня, должен проводиться обход трассы подземныхгазопроводов, находящихся на территории электростанции или в ее ведении. Приэтом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а такжерасположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода другие колодцы(телефонные, водопроводные, теплофикационные, канализационные), коллекторы,подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

14.1.31. Наличие газа в подвалах,коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверятьсягазоанализатором.

При отборе проб воздуха изколлекторов, шахт, колодцев и других подземных сооружений спускаться в нихзапрещается. Анализ воздуха в подвалах зданий может проводиться непосредственнов подвале газоанализаторами во взрывозащитном исполнении, а при отсутствии их -путем отбора пробы воздуха из подвала и анализа ее вне здания.

При нахождении в подвале, атакже у колодцев, шахт, коллекторов и других сооружений курить и пользоватьсяоткрытым огнем запрещается.

14.1.32. При обнаружении газа вкаком-либо из сооружений должны быть дополнительно проверены подвалы и другиеподземные сооружения в радиусе 50 м от газопровода и организовано ихпроветривание.

Одновременно спроветриванием сооружений и подвалов должны приниматься неотложные меры квыявлению и устранению утечек газа.

14.1.33. Установленная в колодцахарматура газопроводов (задвижки, краны, компенсаторы) должна подвергатьсяпериодическому осмотру по утвержденному графику, но не реже чем 1 раз в год.

Ремонт арматуры,установленной на газопроводах, должен проводиться по необходимости.

14.1.34. Проверка плотностисоединений газопроводов, а также отыскание мест утечек газа на газопроводах, вколодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии.

Проверка плотности подземныхгазопроводов и состояния их изоляции должна быть организована в зависимости отусловий эксплуатации газопроводов по графику, но не реже 1 раза в 5 лет спомощью приборов без вскрытия грунта. Результаты проверки должны заноситься впаспорта газопроводов и учитываться при назначении видов и сроков их ремонта.

Применение огня дляобнаружения утечек газа запрещается. Все обнаруженные на действующихгазопроводах неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

14.1.35. На проездах, где проложеныгазопроводы, перед проведением работ по капитальному ремонту или реконструкциидорожного покрытия газопроводы независимо от срока их предыдущей ревизии иремонта должны осматриваться и при необходимости ремонтироваться.

14.1.36. Осмотр арматурыгазопроводов должен быть организован по графику, но не реже одного раза в год.По результатам осмотра должны быть определены вид и срок ремонта аппаратуры.

Внешний и внутренний осмотрыпомещений газораспределительных пунктов (ГРП) с отбором и анализом проб воздухана загазованность на уровне 0,25 м от пола и 0,4-0,7 м под потолком должныпроводиться ежесуточно.

В помещениях ГРП и котельныхдолжен быть обеспечен по утвержденному графику контроль за содержанием газа ввоздухе.

14.1.37. Техническое обслуживаниегазового оборудования должно быть организовано по графику, но не реже одногораза в месяц. Плановый ремонт должен проводиться не реже одного раза в год сразборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов, фильтров, если впаспорте заводов-изготовителей не указаны другие сроки.

Корпус фильтра после выемкифильтрующей кассеты должен тщательно очищаться. Разборка и очистка должныпроводиться вне помещений.

Очистка фильтра должнаосуществляться также по достижении допустимого значения перепада давления,которое указывается в местных инструкциях.

Проверка настройки и действияпредохранительных устройств (запорных, сбросных), а также приборовавторегулирования должна проводиться перед пуском газа, после длительного (неболее 2 месяцев) останова оборудования, а также при эксплуатации не реже 1 разав 2 месяца, если в инструкции завода-изготовителя не указаны другие сроки.

14.1.38. Ремонт устройстввентиляции, сети оснащения и телефона должен проводиться немедленно послевыявления их неисправности.

Ремонт установкиэлектрохимической защиты подземных газопроводов должен быть организован пографику, но не реже 1 раза в год.

14.1.39. Газопроводы должнырегулярно (по графику) дренироваться через специальные штуцера, устанавливаемыев нижних точках газопровода. Конденсат должен собираться в передвижные емкостии утилизироваться.

Сброс удаленной изгазопровода жидкости в канализацию запрещается.

14.2. Котельные установки

14.2.1. При эксплуатации котельныхустановок должны обеспечиваться:

- надежность работы всегоосновного и вспомогательного оборудования;

- возможность достижения номинальнойпроизводительности, параметров пара и воды;

- экономичный режим работы,установленный на основе испытаний и заводской инструкции.

14.2.2. Вновь вводимые вэксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и выше должныпосле монтажа подвергаться химической очистке совместно с основнымитрубопроводами и другими элементами питательного тракта. Котлы давлением ниже100 кгс/см2 и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должныподвергаться щелочению.

Непосредственно послехимической очистки и щелочения должны быть приняты меры по защите очищенныхповерхностей от стояночной коррозии.

14.2.3. Перед пуском котла изремонта или длительного резерва (более 3 суток) должны быть провереныисправность и готовность к включению вспомогательного оборудования, КИП,средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов,защит и блокировок, средств оперативной связи. Выявленные при этомнеисправности должны быть устранены. При неисправности защит, действующих наостанов котла, пуск его запрещается.

14.2.4. Котел должен пускаться подруководством начальника смены или старшего машиниста, а после выхода изкапитального или среднего ремонта - под руководством начальника цеха или егозаместителя.

14.2.5. Перед растопкой котелдолжен заполняться только деаэрированной питательной водой. Заполнениенеостывшего барабанного котла для проведения растопки разрешается притемпературе, указанной в технической документации завода-изготовителя.

Если температура вкакой-либо точке барабана превышает 140 °С, заполнение его водой длягидроопрессовки запрещается.

14.2.6. Перед растопкой и послеостанова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должнывентилироваться дымососом и дутьевым вентилятором не менее 10 мин с расходомвоздуха не менее 25 % номинального.

14.2.7. Перед растопкой котла нагазе должна быть проведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом ипроверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками всоответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйстваТЭС, работающего на природном газе".

14.2.8. Растопка котла на сернистоммазуте должна производиться с предварительно включенной системой подогревавоздуха (калориферы, рециркуляция горячего воздуха и др.). Подогрев воздухаперед воздухоподогревателем в начальный период должен быть, как правило, нениже 90 °С.

14.2.9. С момента начала растопкикотла должен осуществляться контроль за уровнем воды в барабане.

Продувка верхнихводоуказательных приборов должна выполняться:

- для котлов давлением 40кгс/см2 (3,9 МПа) - при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см2(0,1 МПа) и вторично перед включением в общий паропровод;

- для котлов давлением более40 кгс/см2 (3,9 МПа) - при избыточном давлении в котле 3 кгс/см2(0,3 МПа) и вторично при давлении 15-30 кгс/см2 (1,5-3 МПа).

Снижения уровня воды должныбыть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетомпоправок).

14.2.10. Растопка котла из различныхтепловых состояний должна выполняться в соответствии с графиками пуска,составленными на основе результатов испытаний пусковых режимов, инструкциизавода-изготовителя.

14.2.11. В процессе растопки котлаиз холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже чем 1раз в год, должно проверяться по реперам тепловое перемещение барабанов иколлекторов.

При растопках и остановахкотлов должен осуществляться контроль за температурным режимом барабана.Скорость прогрева и перепад температур между верхней и нижней образующимибарабана не должны превышать допустимых значений, рассчитанных для конкретныхусловий в соответствии с "Методическими указаниями по расчету допустимыхразностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов ипарогенераторов энергетических блоков".

14.2.12. Если до пуска котла на немпроводились работы с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточномдавлении 3-5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовыесоединения. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении запрещается.

14.2.13. Режим работы котла долженосуществляться в строгом соответствии с режимной картой, составленной на основеиспытаний оборудования и инструкции по эксплуатации. Режимная карта должнакорректироваться в случае реконструкции котла или изменения марки топлива.

14.2.14. При работе котла верхнийпредельный уровень воды в барабане не должен превышать, а нижний не должен бытьниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний.

14.2.15. Поверхности нагревакотельных агрегатов с газовой стороны должны содержаться в чистоте путем поддержанияоптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки(паровые, воздушные или водяные аппараты, виброочистка, дробеочистка и другиеустройства). Предназначенные для этого устройства, а также средствадистанционного и автоматического управления ими должны находиться в постояннойготовности к действию.

Периодичность очисткиповерхностей нагрева должна регламентироваться графиком или местнойинструкцией.

14.2.16. На котлах, сжигающих вкачестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5 %, должнаосуществляться, как правило, организация его сжигания при малых (1,02-1,03)коэффициентах избытков воздуха на выходе из топки при обязательном выполненииустановленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовкатоплива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств ифорсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроляи автоматикой процесса горения).

Газомазутные водогрейныекотлы должны эксплуатироваться с коэффициентами избытка воздуха законвективными поверхностями нагрева не выше 1,1.

14.2.17. Механические ипаромеханические мазутные форсунки перед установкой на место должныиспытываться на водяном стенде с целью проверки производительности, качествараспыливания и угла раскрытия факела. Применение нетарифицированных форсунокзапрещается. Каждый котлоагрегат должен быть обеспечен запасным комплектомфорсунок.

Разница в номинальнойпроизводительности отдельных форсунок в комплекте не должна превышать 1,5 %.

14.2.18. При эксплуатации котловтемпература воздуха (°С), поступающего в воздухоподогреватель, должнаподдерживаться не ниже:

Вид топлива

Воздухоподогреватели

 

трубчатые

регенеративные

Мазут с содержанием серы более 0,5 %

110

70

Мазут с содержанием серы менее 0,5 %

90

50

В случаях сжигания мазута спредельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,02)или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов,покрытий) температура воздуха перед воздухонагревателями может быть сниженапротив указанных значений и установлена на основании опыта эксплуатации.

Воздух перед водогрейнымкотлом должен подогреваться до положительных температур.

14.2.19. Работа мазутных форсунок, втом числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха запрещается.

Схема подвода пара дляпродувки механических форсунок и мазутопровода в пределах котла должнаисключать возможность попадания мазута в паропровод.

14.2.20. Топочные устройства котловпри сжигании газообразного топлива должны соответствовать требованиям"Правил безопасности в газовом хозяйстве".

14.2.21. Обмуровка котлоагрегатовдолжна поддерживаться в исправном состоянии. При температуре окружающеговоздуха 25 °С температура на поверхностиобмуровки не должна превышать 45 °С. Потери тепла споверхности обмуровки котлов не должна превышать 300 ккал/(м2 ч).

14.2.22. Топка и весь газовый тракткотлоагрегата должны быть плотными.

Присосы воздуха в топку и вгазовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котловпаропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5 %, для котловпаропроизводительностью выше 420 т/ч - 3 %.

Присосы воздуха в топку игазовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейныхкотлов должны быть не более 5 %.

Нормы присосов даны впроцентах теоретически необходимого воздуха для нормальной нагрузки котлов.

14.2.23. Присосы воздуха должныконтролироваться путем осмотра установки и контрольным газовым анализом,проводимым не реже чем 1 раз в месяц, а также до и после текущего, среднего икапитального ремонтов.

Присосы в топку должныопределяться не реже 1 раза в год. Неплотности топки и газоходов котла должныустраняться на работающем котле (где это возможно по условиям техникибезопасности) и при его остановках.

14.2.24. Эксплуатационные испытаниякотла должны проводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесенияконструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а такжедля выяснения причин отклонения параметров от заданных.

Котлы должны иметьнеобходимые приспособления для проведения эксплуатационных испытаний.

14.2.25. При выводе котла в резервили ремонт должны приниматься меры по консервации поверхностей нагрева котлов икалориферов в соответствии с действующими руководящими указаниями поконсервации теплоэнергетического оборудования.

14.2.26. Подпитывать остановленныйкотел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана запрещается.

14.2.27. Спуск воды изостановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после снижениядавления в нем до атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений - притемпературе воды не выше 80 °С через водогрейный котел. Вгазоходах должна поддерживаться температура выше 0 °С.

14.2.28. Надзор дежурного персоналаза остановленным котлом должен вестись до полного снижения в нем давления иснятия напряжения с электродвигателей.

Контроль за температуройгаза и воздуха в районе, воздухоподогревателя и уходящих газов в водогрейномкотле может быть прекращен не ранее чем 24 ч после останова.

14.2.29. Котел должен бытьнемедленно остановлен и отключен действием защит или персоналом в случаях:

- недопустимого повышенияили понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех водоуказательныхприборов;

- быстрого снижения уровняводы в барабане несмотря на усиленное питание котла;

- выхода из строя всехрасходомеров питательной воды прямоточного и водогрейного котла (если при этомвозникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращенияпитания любого из потоков прямоточного котла более, чем на 30 с;

- прекращения действия всехпитательных устройств (насосов);

- недопустимого повышениядавления в пароводяном тракте;

- прекращения действия более50 % предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительныхустройств;

- недопустимого повышенияили понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек,недопустимого снижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с;

- разрыва труб пароводяноготракта или обнаружения трещин, выпучин, пропусков в сварных швах в основныхэлементах котла (барабане, коллекторе, внешнем сепараторе, паро-,водоперепускных и водоопускных трубах, в паропроводах, питательныхтрубопроводах и пароводяной арматуре);

- погасания факела в топке;

- недопустимого понижения давлениягаза или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этихвидов топлива);

- взрыва в топке, взрыва илизагорания горючих отложений в газоходах и золоуловителе, разогрева докраснанесущих балок каркаса при обвале обмуровки, а также других повреждениях,угрожающих персоналу или оборудованию;

- снижения расхода водычерез водогрейный котел ниже минимально допустимого значения более чем на 10 с;

- падения давления водыперед водогрейным котлом ниже допустимого;

- повышения температуры водына выходе из водогрейного котла выше допустимой по условиям вскипания (ниже на10 °С температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению в выходномколлекторе);

- пожара, угрожающегоперсоналу или оборудованию, а также цепям дистанционного управления отключающейарматуры, входящей в систему защиты котла;

- исчезновения напряжения наустройствах дистанционного и автоматического управления и на всехконтрольно-измерительных приборах;

- в котельных, работающих нагазовом топливе, кроме того, в случаях, предусмотренных правилами иинструкциями по безопасности в газовом хозяйстве;

- разрыва мазутопровода илигазопровода в пределах котла.

14.2.30. Котел должен бытьостановлен в случаях:

- обнаружения свищей втрубах поверхностей нагрева, паро-, водоперепускных и водоопускных трубахкотлов, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также, течей и парений варматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

- недопустимого превышениятемпературы металла поверхностей нагрева, если снизить температуру изменениемрежима работы котла не удается;

- выхода из строя всехдистанционных указателей воды в барабане котла;

- резкого ухудшения качествапитательной воды против установленных норм;

- неисправности отдельныхзащит или устройств дистанционного и автоматического управления, а такжеконтрольно-измерительных приборов.

Время останова котла в этихслучаях определяется главным инженером АС.

14.3. Паротурбинные установки

14.3.1. При эксплуатациипаротурбинных установок должны быть обеспечены:

- надежность работы основногои вспомогательного оборудования;

- готовность принятияноминальных электрической и тепловой нагрузок;

- нормативные показателиэкономичности основного и вспомогательного оборудования.

14.3.2. Система автоматическогорегулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

- устойчиво выдерживатьзаданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность ихплавного изменения;

- устойчиво поддерживатьчастоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (впределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных ипусковых параметрах пара;

- удерживать частотувращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автоматабезопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числепри отключении генератора от сети), соответствующем максимальному расходу парапри номинальных его параметрах.

14.3.3. Значения основных параметров, характеризующих качество работы системрегулирования паровых турбин, должны быть выдержаны в эксплуатации на уровне,указанном в действующем ГОСТ 24277 "Установки паротурбинные стационарныедля атомных электростанций. Общие технические условия".

14.3.4. Все проверки и испытаниясистемы регулирования и защиты турбин от повышения частоты вращения должны выполнятьсяв соответствии с требованиями инструкций заводов - изготовителей турбин идействующих "Методических указаний по проверке и испытаниям автоматическихсистем регулирования и защит паровых турбин", утвержденныхГлавтехуправлением Минэнерго СССР.

14.3.5. Автомат безопасности долженсрабатывать при превышении частоты вращения ротора турбины на 10-12 % сверхноминальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автоматабезопасности должны закрываться:

- стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие)клапаны свежего пара и пара промперегрева;

- стопорные (отсечные),регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонкиотбора пара, слива сепарата;

- отсечные клапаны напаропроводах связи со сторонними источниками пара.

14.3.6. Система защиты турбины отповышения частоты вращения (включая все элементы), если нет специальныхуказаний завода-изготовителя, должна быть испытана увеличением частоты вращенияв следующих случаях: после монтажа турбины, перед испытанием системырегулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети, последлительного (более 30 суток) простоя, после разборки автомата безопасности.Кроме того, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, атакже отдельных ее узлов и периодически не реже 1 раза в 4 месяца. В этихслучаях допускается испытание без увеличения частоты вращения, но собязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбиныувеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальникацеха или его заместителя.

14.3.7. Стопорные и регулирующиеклапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

Критерием плотности служитчастота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытияпроверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара передэтими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкциейзавода-изготовителя или действующими "Методическими указаниями по проверкеи испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин",а для турбин, критерии проверки которых не оговорены инструкциямизавода-изготовителя или "Методическими указаниями...", не должно бытьвыше 50 % номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами иноминальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытиивсех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара ипротиводавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращенияротора турбины.

Проверка плотности клапановдолжна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автоматабезопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальныйремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессеэксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске илиостанове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

14.3.8. Стопорные и регулирующиеклапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующиеклапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи состоронними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пускомтурбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкциейзавода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов наполный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

14.3.9. Посадка обратных клапановвсех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины,а при нормальной работе 1 раз в месяц, если заводом-изготовителем неустановлены иные сроки. При неисправности обратного клапана работа турбины ссоответствующим отбором пара запрещается.

14.3.10. Проверка времени закрытиястопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системырегулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу дляпроверки их соответствия требованиям п. 14.3.3. настоящих Правил и даннымзавода-изготовителя должны выполняться:

- после монтажа турбины;

- непосредственно до и послекапитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования илипарораспределения.

Кроме того, после монтажатурбины или капитального ее ремонта, а также ремонта основных узлов системрегулирования и парораспределения должны быть сняты характеристикирегулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимые для построениястатической характеристики.

14.3.11. Испытание системырегулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующеймаксимальному расходу пара, должны выполняться:

- при приемке турбин вэксплуатацию после монтажа;

- после реконструкции,изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую идинамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системырегулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическимипреобразователями (ЭГП) гидравлической системы регулирования, могут бытьпроизведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием толькорегулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбини на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменениемдинамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и навсех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросомэлектрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

14.3.12. При выявлении отклоненийфактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений,увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем илив местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены причиныэтих отклонений.

14.3.13. Эксплуатация турбин свведенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятиетолько по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главногоинженера АС. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя неменее чем на 5 %.

14.3.14. При эксплуатации системмаслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

- надежность работыагрегатов на всех режимах;

- пожаробезопасность;

- поддержание нормальногокачества масла и температурного режима;

- предотвращение протечекмасла и попадания его в охлаждающую систему.

4.3.15. Резервные и аварийныемасляные насосы систем смазки, регулирования, уплотнения и устройства ихавтоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работетурбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которыхрабочий и резервный маслонасосы систем смазки имеют индивидуальныеэлектроприводы, проверка автоматического включения резерва перед остановом непроводится.

14.3.16. У турбин, оснащенныхсистемами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическаясхема системы защиты "Пожар - масло" должна быть проверена передпуском из холодного состояния.

14.3.17. Запорная арматура,установленная на маслопроводах до и после маслоохладителей, на всасывающих инапорных сторонах резервных и аварийных маслонасосов, до и после выносныхфильтров на линиях аварийного слива масла из маслобаков турбин и в схемемасляных уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочемположении.

14.3.18. При эксплуатацииконденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работатурбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурныхнапоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

14.3.19. При эксплуатацииконденсационной установки должны проводиться:

- профилактическиемероприятия по предотвращению загрязнений трубок конденсатора со стороныохлаждающей воды (обработка охлаждающей воды химическими реагентами ифизическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);

- периодические чисткиконденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению снормальными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязненийповерхностей охлаждения;

- контроль за чистотойповерхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

- контроль за расходомохлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансуконденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с еетемпературой и паровой нагрузкой конденсатора;

- проверка плотностивакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне измененияпаровой нагрузки конденсатора 40-100 % должны быть не выше значений,определяемых по формуле

Gb = 1,5 (8 + 0,065N),

где N - номинальнаяэлектрическая мощность турбоустановки АС на конденсационном режиме, МВт;

- проверка водяной плотностиконденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

- проверка содержаниякислорода в конденсате после конденсатных насосов;

- контроль зарадиоактивностью конденсата и парогазовой смеси на выхлопе из пароструйныхэжекторов (для паротурбинных установок АС). Методы контроля за работойконденсационной установки и его периодичность определяются местной инструкциейв зависимости от конкретных условий эксплуатации.

14.3.20. При эксплуатацииоборудования системы регенерации в соответствии с техническими условиямипроекта должны обеспечивать:

- нормативные температурыпитательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

- надежность теплообменныхаппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Степень нагрева питательнойводы (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющегопара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и послекапитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей ипериодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

14.3.21. Эксплуатация подогревателейвысокого давления (ПВД) при отсутствии или неисправности элементов их защиты инеисправности клапанов регуляторов уровня запрещается.

При наличии групповогоаварийного обвода ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит илинеисправности клапана регуляторов уровня хотя бы на одном из ПВД, а также приотключении по пару любого ПВД эксплуатация всей группы запрещается.

Подача питательной воды вПВД без включения защиты запрещается.

При обнаружениинеисправности защиты подогревателя или клапана регулятора уровня ПВД или группаПВД должны быть немедленно отключены. При неисправном состоянии каких-либодругих, кроме клапана, элементов системы автоматического регулирования уровня иневозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель(или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый главныминженером электростанции.

14.3.22. Резервные питательныенасосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве,должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску - с открытымизадвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения иплановый переход с работающего насоса на резервный должны проводиться пографику, но не реже 1 раза в месяц.

14.3.23. Перед пуском турбины из ремонтаили холодного состояния должна быть проверена исправность и готовность квключению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средствтехнологической защиты, дистанционного автоматического управления,контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи.Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Средства защиты и блокировкипри пусках агрегата из других состояний должны проверяться в соответствии сместными инструкциями.

Руководить пуском турбиныдолжен начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального илисреднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.

14.3.24. Пуск турбины запрещается вслучаях:

- отклонении показателейтеплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

- неисправности хотя быодной из защит, действующих на останов турбины;

- дефектов системырегулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

- неисправности одного измасляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств ихавтоматического включения;

- отклонения качества маслаот норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла нижеустановленного заводом-изготовителем предела;

- отклонения качествасвежего пара по химическому составу от норм.

14.3.25. Без включениявалоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячейводы и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины запрещается.Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяютсяместной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочейсреды из паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должныосуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях илидругих документах заводов - изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2(60 кПа).

14.3.26. При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значениявиброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении нормативногозначения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/сэксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запрещается. При наличии системызащиты по предельному уровню вибрации уставка срабатывания должна бытьнастроена на отключение турбоагрегата при вибрации 11,2 мм/с.

Турбина должна бытьнемедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременноевнезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, илидвух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начальногоуровня.

Турбина должна бытьразгружена и остановлена, если происходит плавное (в течение примерно 3 суток)возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Эксплуатация турбоагрегатапри низкочастотной вибрации больше 1,8 мм/с недопустима. При появлениинизкочастотной вибрации, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты меры к ееустранению в срок, определенный главным инженером, но не более 7 суток.

Вибрация должна измеряться ирегистрироваться с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля,обеспечивающей измерение вибраций всех опорных и опорно-упорных подшипниковтурбоагрегатов в трех взаимно перпендикулярных направлениях: вертикальном,горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси валатурбоагрегата.

Временно, дооснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размахувиброперемещения. Сопоставление измеренных размахов колебаний с нормативнымисреднеквадратическими значениями виброскоростей осуществляется исходя изследующих соотношений:

Среднеквадратическое значение, виброскорости, мм/с

4,5

7,1

11,2

Эквивалентное значение размаха виброперемещений, мкм, при частоте вращения турбины:

 

 

 

1500 об/мин

50

130

200

3000 об/мин

30

65

100

Изменение вибрации на 1 мм/сэквивалентно изменению размаха колебаний на 20 мкм.

Для турбоагрегатов мощностьюменее 200 МВт допускается использование переносных виброизмерительных приборов.Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимостиот вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

14.3.27. Для контроля за состояниемпроточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должныпроверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких кноминальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления вконтрольных ступенях против номинального при данном расходе пара должно быть неболее 10 %. При этом давление не должно превышать предельных значений,установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольныхступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна бытьпроведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки илиочистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местныхусловий.

14.3.28. В процессе эксплуатацииэкономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путемсистематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причинснижения экономичности работы турбоустановки, оценки эффективности ремонтовдолжны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателейработы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефектыоборудования и недостатки эксплуатации.

14.3.29. Турбина должна бытьотключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийногоотключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит в случаях:

- повышения частоты вращенияротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;

- недопустимого осевогосдвига ротора;

- недопустимого измененияположения роторов относительно цилиндров;

- недопустимого снижениядавления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

- недопустимого сниженияуровня масла в масляном баке;

- недопустимого повышениятемпературы масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений валагенератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

- воспламенения масла натурбоагрегате;

- недопустимого пониженияперепада давления "масло-водород" в системе уплотнений валагенератора;

- недопустимого пониженияуровня масла в демпферном баке системы уплотнений вала генератора;

- отключения всех масляныхнасосов системы водородного охлаждения генератора (для безинжекторных схеммаслоснабжения уплотнений);

- отключения генератораиз-за внутреннего повреждения;

- недопустимого повышениядавления в конденсаторе;

- недопустимого перепададавлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

- внезапного повышениявибрации турбоагрегата;

- появления металлическихзвуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

- появления искр или дыма изподшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;

- недопустимого снижениятемпературы свежего пара или пара после промперегрева;

- появления гидравлическихударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

- обнаружения разрыва илисквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводовпароводяного тракта, узлах парораспределения;

- прекращения протокаохлаждающей воды через статор генератора;

- недопустимого снижениярасхода охлаждающей воды на газоохладители;

- исчезновения напряжения наустройствах дистанционного и автоматического управления или на всехконтрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуумапри отключении турбины должна быть определена местной инструкцией всоответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должныбыть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемыхвеличин по агрегату.

14.3.30. Турбина должна бытьразгружена и остановлена в период, определяемый главным инженеромэлектростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в следующих случаях:

- заедания стопорныхклапанов свежего пара или пара после промперегрева;

- заедания регулирующихклапанов или обрыва их штоков;

- заедания поворотныхдиафрагм или обратных клапанов отборов;

- неисправностей в системерегулирования;

- нарушения нормальнойработы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, еслиустранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

- выявления неисправноститехнологических защит, действующих на останов оборудования;

- обнаружения течей масла изподшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновенияпожара;

- обнаружения свищей нанеотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

- отклонения качествасвежего пара по химическому составу от норм;

- обнаружения недопустимойконцентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а такжепревышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

14.3.31. Для каждой турбины должнабыть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлениемотработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этойдлительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительностьвыбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбины.

14.3.32. При выводе турбины в резервна срок 10 суток и более должны быть приняты меры к ее консервации.

Метод консервации, способыконтроля ее качества принимаются в соответствии с действующими руководящимиуказаниями и рекомендациями или указаниями завода-изготовителя по консервациитеплоэнергетического оборудования.

14.3.33. Эксплуатация турбин сосхемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку,допускается с разрешения завода-изготовителя.

14.3.34. При проведенииреконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должныбыть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокиепоказатели ремонтопригодности.

14.4. Тепловая автоматика и измерения

14.4.1. При эксплуатации средствтепловой автоматики и измерений должны обеспечиваться контроль за состоянием изащита тепломеханического оборудования, управление этим оборудованием,надежность и экономичность его работы.

Все средства тепловойавтоматики и измерений и предназначенные для автоматического регулирования,дистанционного и автоматического управления запорными и регулирующими органамитехнологические защиты, блокировки, а также средства измерений теплотехнических,электрических, физических, дозиметрических, радиометрических, химических имеханических параметров, вычислительные информационные и управляющие системыдолжны содержаться в исправности и постоянно находиться в эксплуатации приработе оборудования.

14.4.2. На АС, а также в тепловыхсетях объем оснащения тепловой автоматики и измерений должен определятьсяпроектом и соответствовать нормативным документам по АС.

14.4.3. Средства тепловойавтоматики и измерений должны иметь резервное электрическое питание с автоматическими ручным переключением. Для контроля напряжения должна быть осуществленасветовая и звуковая сигнализация.

Исправность средствавтоматического включения резервного питания должна периодически проверяться пографику, утвержденному главным инженером АС.

14.4.4. Прокладка (трассировка)силовых и измерительных линий тепловой автоматики и измерений должнасоответствовать противопожарным требованиям и ПУЭ, объем и периодичностьпроверки сопротивления этих линий должны соответствовать настоящим Правилам.

Запрещается в одном и том жекабеле совмещение цепей измерения с силовыми и управляющими цепями.

Места прокладок импульсныхлиний и кабелей через стены, разделяющие помещения разных категорийобслуживания, а также вводов их в щиты должны быть герметизированы. Проверкасостояния уплотнений должна проводиться после капитальных ремонтов и по меренеобходимости.

Местные щиты, сборкизадвижек, панели неоперативного контура блочных щитов, панели аппаратуры защитыи сборки блочных щитов, панели аппаратуры защиты и сборки первичныхизмерительных преобразователей должны иметь устройства для телефонной связимежду собой и оперативным щитом управления.

14.4.5. Температура окружающеговоздуха, влажность, вибрация, радиация, внешние электрические и магнитные поля,запыленность в местах установки приборов и аппаратуры не должны превышатьзначений, допускаемых стандартами и техническими условиями на эту аппаратуру.

Щиты шкафного типа должныбыть тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12В и 220 В. Дверцы щитов должны запираться.

Электрические подсоединениякабелей к приборам, первичным измерительным преобразователям и другойаппаратуре, находящейся в помещениях с радиоактивным воздействием, должныосуществляться с использованием быстросоединительных штепсельных разъемов.

14.4.6. Установленная на панелях,пультах и по месту аппаратура, первичные измерительные преобразователи,запорная арматура и клеммники должны иметь надписи о назначении.

Щиты, переходные коробки,сборные кабельные ящики, исполнительные механизмы должны быть пронумерованы.

Все зажимы и подходящие кним провода кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должныиметь маркировку.

14.4.7. Импульсные линии к приборамавтоматики и измерений должны быть проложены с соблюдением требований СНиПМинстроя России и во время эксплуатации систематически продуваться.

Импульсные линии должныпродуваться чистой средой в сторону контура в случае подключения их ктрубопроводам и аппаратам, заполненным радиоактивными веществами активностьюболее 10-5 Ки/л.

Импульсные линии,заполненные радиоактивными веществами, должны быть обеспечены отключающимиустройствами на случай разрыва, а при прокладке их в помещениях различныхкатегорий - разделительными сосудами на границах помещений.

Монтаж уравнительных иконденсационных сосудов, прокладка импульсных линий, изготовление и установкаизмерительных сужающих устройств, расходомеров должны производиться согласнодействующим правилам.

14.4.8. Первичные измерительныепреобразователи и исполнительные механизмы устройств тепловой автоматики иизмерений должны быть защищены от попадания на них влаги. У заборных устройствдолжны быть площадки для осмотра, ремонта и свободного доступа к ним.

14.4.9. Состояние регулирующих изапорных устройств, тепломеханического оборудования, используемых в схемахтепловой автоматики, должно удовлетворять техническим требованиям по плотности,расходным характеристикам и люфтам.

14.4.10. Ответственность засохранность и чистоту внешних частей устройств тепловой автоматики и измеренийнесет оперативный персонал соответствующих цехов АС, участков тепловых сетей, впомещениях которых установлены устройства.

14.4.11. За техническое обслуживаниеи ремонт устройств тепловой автоматики и измерений несет ответственность цехтепловой автоматики и измерений (ЦТАИ). Ремонт регулирующих органов исочленений их с исполнительными механизмами, редукторов электроприводов, атакже дроссельных органов расходомеров, арматуры и отборных устройств долженвыполняться персоналом, ведущим ремонт технологического оборудования, аустановка их на место и приемка проводиться с участием персонала ЦТАИ.

Текущие и капитальныеремонты и профилактические испытания электродвигателей (кроме перемотки ихобмоток), входящих в комплект устройств автоматического регулирования, защиты идистанционного управления, должны выполняться ЦТАИ.

Перемотка обмотокэлектродвигателей этих приводов должна выполняться персоналом электроцеха илиремонтного завода.

14.4.12. Устройства тепловойавтоматики должны проходить периодические проверки по действующим методикам иинструкциям согласно графикам, утвержденным главным инженером АС.

14.4.13. Метрологическое обеспечениесредств измерений должно соответствовать п. 11.9. настоящих "Основных правил обеспеченияэксплуатации АС".

Запрещается эксплуатироватьсредства измерения в сферах распространения государственного метрологическогоконтроля и надзора, не прошедшие поверки и калибровки.

14.4.14. Ввод в эксплуатациютехнологических защит после монтажа или реконструкции должен выполняться пописьменному распоряжению главного инженера АС.

14.4.15. Технологические защиты,введенные в постоянную эксплуатацию, должны находиться во включенном состояниив течение всего времени работы оборудования, которое они защищают. Запрещаетсявывод из работы исправных технологических защит.

Вывод из работы устройствтехнологической защиты на работающем оборудовании разрешается только в случаях:

- необходимости отключениязащиты, обусловленной инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

- выявленной очевиднойнеисправности защиты.

Отключение должновыполняться по распоряжению начальника смены с обязательным уведомлениемглавного инженера АС и оформлено записью в оперативной документации.

Во всех остальных случаяхотключение защит должно выполняться только по распоряжению главного инженераАС.

Производство ремонтных иналадочных работ в цепях включенных защит запрещается.

14.4.16. Частота и объем проверокисправности технологических защит, предохранительных и автоматическихустройств, арматуры должны соответствовать требованиям технологическихрегламентов эксплуатации энергоблоков АС.

14.4.17. Средства технологическихзащит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы,клеммники, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.)должны иметь внешние отличительные признаки.

Панели защит и установленнаяна них аппаратура должны иметь с обеих сторон надписи об их назначении. Нашкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

14.4.18. На АС должна быть карта(журнал) уставок технологических защит, утвержденных главным инженером.Значения уставок и выдержек времени срабатывания технологических защитопределяется проектом или заводом - изготовителем оборудования. В случаереконструкции оборудования или при отсутствии данных заводов - изготовителейуставки и выдержки времени должны устанавливаться на основании испытаний.

Аппаратура защиты, имеющаяустройства для изменения уставок, должна быть опломбирована (кроме регистрирующихприборов). Пломбы разрешается снимать только работниками ЦТАИ с записью об этомв оперативном журнале. Снятие пломб разрешается только при отключенной защите.

14.4.19. Технологические защитыдолжны быть снабжены устройствами, фиксирующими первопричину срабатываниязащит.

Все случаи срабатываниязащит, а также их отказов должны учитываться и анализироваться.

14.4.20. Ввод в эксплуатациюустройств функционально-группового управления (ФГУ) после наладки иликорректировки технологических алгоритмов управления должен проводиться пораспоряжению главного инженера АС.

14.4.21. Проверку работоспособностицентральной части устройств ФГУ (шкафов логического управления) долженпроводить персонал, обслуживающий средства управления, перед пускомоборудования после его простоя более 3 суток.

Если во время останововтехнологического оборудования на срок менее 3 суток в цепях устройств ФГУпроводились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные работы проводилисьранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности ФГУ должнавыполняться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающимсредства управления, как правило, с воздействием на исполнительные органы наостановленном оборудовании. При недопустимости проверки исполнительных операцийв связи с состоянием оборудования проверка ФГУ должна осуществляться безвоздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведенияпроверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией,утвержденной главным инженером АС.

14.4.22. На работающем оборудованиипроизводство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепяхуправления от устройств ФГУ запрещается.

Проведение наладочных работв центральной части устройств ФГУ разрешается при условии отключения от нихисполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к центральной частиустройств ФГУ разрешается только на остановленном оборудовании.

14.5. Водоподготовка и водно-химический режим

14.5.1. Водно-химический режим АСдолжен обеспечивать работу основного и вспомогательного теплоэнергетическогооборудования без повреждений и снижения экономичности, а также обеспечиватьснижение дозовых затрат персонала, вызываемых образованием:

- накипи и отложений натеплопередающих поверхностях, в том числе на трубах конденсаторов турбин и натепловыделяющих элементах;

- шлама в оборудовании итрубопроводах электростанций и в тепловых сетях;

- коррозии внутреннихповерхностей водоподготовительного и теплоэнергетического оборудования,тепловых сетей;

- отложений в проточнойчасти турбин.

14.5.2. Организацию и контроль заводно-химическим режимом работы оборудования АС и тепловых сетей долженосуществлять персонал химического цеха.

Внутренние осмотрытеплоэнергетического оборудования, отбор проб отложений, вырезки образцов дляанализа, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок,связанных с водно-химическим режимом, должны выполняться с участием персоналахимического цеха.

14.5.3. Готовность установокочистки добавочной воды, обработки загрязненных и сточных вод со всемвспомогательным оборудованием (включая склады реагентов), очистки конденсататурбин, загрязненных конденсатов, продувочной воды, радиоактивных вод,коррекционной обработки воды, общестанционных баков обессоленной воды иконденсата к соответствующим этапам (подэтапам) ввода энергоблока вэксплуатацию определяются "Программой ввода энергоблока АС вэксплуатацию".

14.5.4. Основные технологическиепроцессы обработки природной воды, конденсатов, загрязненных и сточных вод, атакже коррекции водного режима должны быть механизированы и автоматизированы.

14.5.5. Оборудование, трубопроводыи арматура всех водоподготовительных установок, установок для очисткиконденсатов и производственных сточных вод, поверхность которых соприкасается скоррозионно-активной средой, а также соприкасающиеся с коррозионно-активнойсредой строительные конструкции должны быть выполнены из коррозионно-стойкихматериалов или их поверхность должна быть защищена коррозионно-стойкимипокрытиями.

В процессе эксплуатациизащитные покрытия должны осматриваться и при необходимости восстанавливаться.

Оборудование и трубопроводыустановок, предназначенных для обработки радиоактивных вод, должныизготовляться из материалов, устойчивых к воздействию коррозионно-активныхсред, радиоактивных загрязнений и допускающих проведение дезактивации.Арматура, импульсные линии и датчики контрольно-измерительной аппаратуры,применяемые на таких установках, должны быть выполнены из нержавеющей стали.

14.5.6. Испарительные установки,предназначенные для переработки сильноминерализованных вод и вод, загрязненныхрадиоактивными веществами и различными моющими средствами (трапные и обмывочныеводы, воды санпропускников и спецпрачечных, регенерационные воды изсоответствующих ионообменных установок и т.п.), должны иметь устройства,позволяющие проводить водно-химические очистки с целью удаления образовавшихсяотложений и при необходимости дезактивацию.

14.5.7. Для работы с едкимищелочами, аммиаком, гидразином, хлором, хлорной известью, крепкими кислотами идругими агрессивными реагентами должно применяться оборудование, обеспечивающееудобную и безопасную выгрузку, хранение, транспортировку и использование втехнологических процессах этих реагентов и их растворов. Работы с этимиреагентами и их растворами должны выполняться при строгом соблюдении правилтехники безопасности.

14.5.8. Сточные воды АС, содержащиещелочи, кислоты, аммиак, гидразин, нефтепродукты, радиоактивные и другиевредные вещества, перед сбросом в водные объекты должны обрабатываться, если ихсодержание выше ПДК на сбросе.

Сточные воды должнысбрасываться в соответствии с действующими "Правилами охраны поверхностныхвод", "Правилами радиационной безопасности при "эксплуатацииатомных станций", "Основными санитарными правилами работы с радиоактивнымивеществами и другими источниками ионизирующих излучений" и "Нормамирадиационной безопасности".

В случае если сточные водыне могут быть направлены непосредственно на обработку или если они появляются вколичествах, превышающих производительность перерабатывающих установок, этиводы должны собираться в специальных резервуарах-хранилищах и затемнаправляться на обработку.

14.5.9. При ремонте или осмотредренажных устройств и защитных покрытий фильтров установок, предназначенных дляочистки различных вод от радиоактивных веществ, фильтрующий материал долженперегружаться гидравлическим способом либо в хранилище радиоактивных отходов,либо в специальные емкости; внутренняя поверхность фильтров при необходимостидолжна подвергаться дезактивации.

14.5.10. Качество теплоносителейреакторных установок, парогенераторов, конденсатно-питательных трактов,охлаждения контура СУЗ реактора, насыщенного пара, вод заполнения и подпиточнойводы, вод емкостей систем безопасности и системы охлаждения биологическойзащиты, промконтуров СУЗ и доохладителей продувки, бассейнов выдержки иперегрузки ТВС и действия персонала при отклонениях регламентируютсятребованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС инормативной документации, действующей в атомной энергетике.

14.5.11. Качество водывспомогательных систем и газа газовых систем на АС регламентируются нормами,утверждаемыми в установленном порядке.

14.5.12. Для поддержанияводно-химического режима контура реакторного теплоносителя должна бытьобеспечена его байпасная очистка.

14.5.13. Для поддержанияводно-химического режима парогенераторов АС с реакторами типа ВВЭР должнапроизводиться непрерывная и периодическая продувка парогенераторов.

Величина продувокрегламентируется требованиями технологических регламентов по безопаснойэксплуатации энергоблоков АС с реакторами ВВЭР.

14.5.14. На атомных станциях,оборудованных реакторами типа ВВЭР, должна производиться обработка питательнойводы парогенераторов и конденсата турбин аммиаком и/или гидразином и/или другимихимическими реагентами, разрешенными для использования в установленномтребованиями норм в атомной энергии порядке.

14.5.15. Применение новых методовводоподготовки и водно-химических режимов на АС должно быть согласовано вустановленном порядке и утверждено эксплуатирующей организацией.

14.5.16. Общее значение потерь параи конденсата на АС, оборудованных реакторами типа ВВЭР, не должно превышать 1%; на АС, оборудованных реакторами типа РБМК, - 0,5 % паропроизводительностиблоков.

14.5.17. Качество воды для подпиткитепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты

0

Значение рН для теплоснабжения:

 

открытых

7,9-9,0

закрытых

7,9-9,5

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг

£ 50

Количество изношенных веществ, мг/кг

5

Содержание нефтепродуктов, мг/кг

£ 1

Карбонатный индекс Ик долженбыть не выше значений, приведенных в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Нормативные значения воды дляподпитки тепловых сетей

Тип оборудования

Температура нагрева сетевой воды, °С

Ик (мг-экв/кг)2 для систем теплоснабжения

открытой

закрытой

Водогрейные котлы, усыновленные на электростанциях и в отопительных котельных*

70-100

3,2

3,0

101-120

2,0

1,8

121-130

1,5

1,2

131-140

1,2

1,0

141-150

0,8

0,5

Сетевые подогреватели

70-100

4,0

3,5

101-120

3,0

2,5

121-140

2,5

2,0

141-150

2,0

2,0

151-200

1,0

0,5

___________

* Качество подпиточной воды водогрейных котлов, установленных ипромышленных котельных, принимается по ОСТ 108.030.81.

Качество подпиточной водыоткрытых систем теплоснабжения (с непосредственным водозабором) должноудовлетворять также требованиям ГОСТ 2874 "Вода питьевая. Гигиеническиетребования и контроль за качеством". Подпиточная вода для открытых системтеплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из нееорганических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20мин увеличивается сверх нормы, указанной в ГОСТ 2874.

При силикатной обработкеводы для подпитки тепловых сетей с непосредственным разбором горячей подысодержание силиката в подпиточной воде должно быть не более 50 мг/кг впересчете на SiO2.

При силикатной обработкеподпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетомсуммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO4), но и кремниевой кислоты(для предотвращения выпадения CaSiO3) для заданной температурынагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40°С. Непосредственная присадка гидразина и других токсических веществ вподпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду запрещается.

Качествосетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты

0

Значение рН для систем водоснабжения:

 

открытых

7,9-9,0*

закрытых

7,9-9,5*

Щелочность по фенолфталеину для систем теплоснабжения; мг-экв/кг:

 

открытых

£ 0,1

закрытых

£ 0,1-0,2

Содержание соединений железа для систем теплоснабжения, мг/кг:

 

открытых

£ 0,3**

закрытых

£ 0,5

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг

£ 20

Количество взвешенных веществ, мг/кг

£ 5

Содержание нефтепродуктов для систем теплоснабжения, мг/кг:

 

открытых

£ 0,3

закрытых

£ 1

__________

* Верхний предел допускается только приглубоком умягчении воды.

** По согласованию с санитарными органамидопускается 0,5 мг/кг.

Карбонатный индекс Ик долженбыть не выше значений, приведенных в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Нормативные значения Иксетевой воды

Тип оборудования

Температура нагрева сетевой воды, °С

Ик (мг-экв/кг)2

Водогрейные котлы, установленные на электростанциях и в отопительных котельных

70-100

3,2

101-120

2,0

121-130

1,5

131-140

1,2

141-150

0,8

Сетевые подогреватели

70-100

4,0

101-120

3,0

121-140

2,5

141-150

2,0

151-200

1,0

При открытых системахтеплоснабжения по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службыдопускается отступление от ГОСТ 2974 по показателям цветности до 70 °С исодержанию железа до 1,2 мг/кг на срок до 14 дней в период сезонных включенийэксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединения новых, а также после ихремонта.

По окончании отопительногосезона или при останове водогрейные котлы и теплосети должны бытьзаконсервированы.

14.5.18. При обработке охлаждающейводы должны выполняться следующие требования:

- при хлорированииохлаждающей воды содержание активного хлора в воде на выходе из конденсаторадолжно поддерживаться в пределах 0,3-0,5 мг/кг.

В прямоточных системахтехнического водоснабжения и в системах с водохранилищами-охладителями дляобеспечения отсутствия активного хлора в воде сбросного канала хлорированиеследует выполнять с поочередной периодической подачей хлорирующего реагента вохлаждающую воду, поступающую в 1-2 конденсатора;

- при обработке воды меднымкупоросом в замкнутых системах с градирнями и брызгальными бассейнами егосодержание в охлаждающей воде должно поддерживаться в пределах 3-6 мг/кг впересчете на CuSO4.

Сброс продувочной воды изсистем замкнутого водоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросомдолжен осуществляться в соответствии с действующими "Правилами охраныповерхностных вод".

При профилактическойобработке воды в водохранилищах-охладителях содержание медного купороса должноподдерживаться в пределах 0,2-0,3 мг/кг, а при "цветении" воды0,3-0,6 мг/кг в пересчете на CuSO4.

ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

14.5.19. Химический контроль на АСдолжен обеспечивать определение с необходимыми точностью и периодичностью всехнормируемых проектом показателей качества технологических сред АС.

14.5.20. Химические лабораториидолжны быть оборудованы устройствами, приборами и реактивами для осуществленияполного химического контроля пароводяного, топливного, масляного, газовогохозяйства АС; должны иметься изолированные помещения, специальноприспособленные для выполнения анализов воды, растворов, отложений, газов имасел, загрязненных радиоактивными веществами.

14.5.21. Химические лаборатории,методики лабораторных химанализов должны быть аттестованы в установленномпорядке.

Помещения химическойлаборатории должны быть оснащены приточно-вытяжной вентиляцией испецканализацией.

14.5.22. Материалы, реагенты, реактивыи т.д., применяемые для химанализов, должны отвечать требованиям нормативныхдокументов.

14.5.23. На всех контролируемыхучастках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и парас холодильниками для охлаждения отбираемых проб до 20-40 °С.

Все линии отбора проб иповерхности охлаждения холодильников должны выполняться из нержавеющей стали.

Линии отбора проб должныбыть выведены в раздельные (для проб, загрязненных радиоактивными веществами, идля чистых проб) закрытые помещения, имеющие вентиляцию и биологическую защиту(для грязных проб). Допускается вывод линий отбора проб непосредственно вэкспресс-лабораторию при условии оборудования в ней изолированного и специальноприспособленного бокса для размещения в нем выведенных линий грязных проб.

14.5.24. Обеспечениеработоспособности пробоотборных линий, пробоотборных боксов, лотков, дренажейвозлагается: по коренному вентилю включительно на цеха - владельцевтехнологического оборудования, после коренного вентиля - на химический цех.

14.5.25. Отбор проб водных сред иотложений должен производиться в соответствии с требованиями действующихнормативных документов.

14.6. Трубопроводы и арматура

14.6.1. Перед включением в работутрубопроводы и арматура должны быть тщательно осмотрены. После ремонта илидлительного отключения (свыше 10 суток) должны быть проверены исправностьтепловой изоляции, индикаторов тепловых перемещений, неподвижных опор,скользящих и пружинных креплений, возможность свободного расширениятрубопровода при его прогреве, состояние дренажей и воздушников,предохранительных устройств и приборов теплового контроля.

14.6.2. Главные циркуляционныетрубопроводы первого (радиоактивного) контура головных блоков АС должныподвергаться тензометрированию при проведении пусконаладочных работ.

14.6.3. При эксплуатациитрубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должныконтролироваться:

- размеры тепловыхперемещений трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по показанияминдикаторов;

- наличие защемлений ивибрационное состояние трубопроводов;

-- периодический контрольметалла и сварных соединений;

- герметичность по отношениюк внешней среде предохранительной регулирующей и запорной арматуры и фланцевыхсоединений;

- температурный режим работыметалла при пусках и остановах;

- степень затяжки пружинподвесок и опор в рабочем и холодном состоянии;

- соответствие показанийуказателей положения регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическомуположению;

- наличие смазки узловприводных механизмов, винтовых пар "шпиндель- резьбовая втулка".

14.6.4. На арматуре и фланцевыхсоединениях трубопроводов с радиоактивной средой должны быть в исправномсостоянии устройства, сигнализирующие о появлении протечек. При обнаружениипротечек трубопровод должен быть отключен и неплотности устранены.

14.6.5. Схема трубопроводов и ихэксплуатация должны исключать возможность повреждения трубопроводов низкогодавления при наличии связи с трубопроводами высокого давления.

На АС перед подъемомдавления в контуре должны быть надежно отключены трубопроводы низкого давлениявспомогательных систем, (трубопроводы систем расхолаживания, заполнения иопорожнения, подачи сжатого газа низкого давления и др.).

Проектом и инструкциями поэксплуатации должны быть предусмотрены организационные и техническиемероприятия по исключению ошибочного подключения систем низкого давления ксистемам высокого давления.

Отключение этихтрубопроводов должно контролироваться начальниками смен АС (начальниками сменэнергоблока АС) с записью в оперативном журнале по докладам начальников сменцехов.

Надежность отключениявышеуказанных трубопроводов ежесменно должна контролироваться оперативнымперсоналом цехов с докладом начальникам смен АС (начальникам смен энергоблокаАС).

14.6.6. Запрещается прокладкатрубопроводов с радиоактивными средами активностью выше 10-7 Ки/лчерез обслуживаемые помещения.

14.6.7. Заполнение средойнеостывших паропроводов (при пусках и опрессовках), а также неостывших главныхциркуляционных трубопроводов АС должно выполняться с контролем разноститемператур стенки трубопровода и среды, которая не должна превышать расчетныхзначений.

14.6.8. Для опорожнения черездренажи паропроводы любых параметров должны быть смонтированы с уклономгоризонтальных участков не менее 0,004 по ходу движения среды. Это значениеуклона должно обеспечиваться при температурах металла от 0 °С до температуры, соответствующей насыщениюпри рабочем давлении среды.

Система дренажей должнаобеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнениитрубопроводов.

При объединении дренажныхлиний нескольких трубопроводов на каждой из них должна быть установленазапорная арматура.

Конденсат и тепло постоянныхдренажей должны использоваться в тепловой схеме.

14.6.9. Компоновка трубопроводов иарматуры, подлежащих периодическому контролю в процессе эксплуатации, должнаобеспечивать доступ к ним для обследования и ремонта. В местах контроля должныиметься площадки.

14.6.10. Арматура должна иметьнадписи с названиями и номерами согласно схеме трубопроводов, а также указателинаправления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должны иметь указателистепени открытия регулирующего органа, запорная - указатели положения запорногооргана (открыто, закрыто). Арматура, постоянно или длительно находящаяся подразрежением, должна иметь гидравлическое или другое уплотнение штоков.

14.6.11. Ремонт трубопроводов иарматуры должен проводиться одновременно с соответствующими агрегатами.Ремонтные работы, а также установка и снятие заглушек, определяющих ремонтируемыйучасток трубопровода, должны выполняться по наряду-допуску в соответствии стребованиями правил техники безопасности и радиационной безопасности.

14.6.12. Арматура, ремонтируемая соснятием с места установки (с вырезкой из трубопровода), должна быть испытана нагерметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотненийдавлением, равным 1,25 рабочего.

Арматура, ремонтируемая безвырезки из трубопровода, должна быть испытана рабочим давлением среды совместнос трубопроводом; состояние затвора контролируется визуально в процессе ремонтапо контакту уплотнительных поверхностей.

При значительных дефектахзатвора арматура должна ремонтироваться с вырезкой из трубопровода ипоследующим испытанием ее на герметичность давлением 1,25 рабочего.

14.6.13. На фланцевых соединенияхпаропроводов и арматуре, работающих при давлении пара 90 кгс/см2(8,8 МПа) и выше, а также трубопроводов АС диаметром более 300 мм затяжкакрепежных шпилек должна контролироваться с применением специальныхприспособлений; нагрузка шпилек сверх допустимых значений не разрешается.

14.6.14. Тепловая изоляциятрубопроводов и арматуры должна поддерживаться в исправном состоянии.Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха +25 °С недолжна превышать:

t теплоносителя, °С

t на поверхности, °С

500 и ниже

+45

501-650

+48

свыше 650

+50

Тепловая изоляция фланцевыхсоединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическомуконтролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должнабыть быстросъемной.

Тепловая изоляция основныхтрубопроводов, трубопроводов, расположенных на открытом воздухе, а такжеучастков поверхностей с температурой среды выше 200 °С, находящихся вблизи масляных баков,маслопроводов и мазутопроводов, а также вблизи кабельных линий, должна иметьметаллическое или другое защитное покрытие.

Объекты, имеющие температурусреды ниже температуры окружающего воздуха, должны иметь гидрозащиту и тепловуюизоляцию.

Материалы, применяемые длятепловой изоляции, не должны оказывать коррозионное воздействие натрубопроводы.

14.6.15. Изоляция трубопроводов, неимеющая защитного покрытия, должна быть окрашена. При наличии защитногопокрытия или алюминиевой окраски на поверхность должны наноситься маркировочныекольца.

Окраска и надписи натрубопроводах должны соответствовать ГОСТ14202.

14.6.16. При обнаружении трещин,свищей в основном металле питательных трубопроводов, паропроводов свежего параи промежуточного перегрева, а также в их арматуре должны быть приняты срочныемеры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов.

Если при отключенииневозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование,связанное с аварийным участком, должно быть остановлено.

14.6.17. Использование регулирующейарматуры в качестве запорной и запорной в качестве регулирующей не допускается.

14.7. Теплофикационные установки

14.7.1. Режим работытеплофикационной установки (давление в подающем и обратном трубопроводе) долженподдерживаться в соответствии с заданием диспетчера теплосети.

Температура в подающей линииводяной тепловой сети в соответствии с утвержденным для этой сети температурнымграфиком должна задаваться по усредненной температуре наружного воздуха напромежуток времени (12-24 ч), определяемый диспетчером теплосети в зависимостиот длины сетей, климатических условий и т.п.

При заданном диспетчеромтеплосети расходе сетевой воды отклонения от заданного режима не должныпревышать:

- по температуре воды,поступающей в тепловую сеть, ± 3 %;

- по давлению в подающемтрубопроводе ± 5 %;

- по давлению в обратномтрубопроводе ± 0,2 кгс/см (20 кПа).

При превышении заданногорасхода сетевой воды диспетчер теплосети должен принять меры к восстановлениюрасхода или скорректировать режим.

Среднесуточная температураобратной воды из тепловой сети не должна превышать заданную более чем на 2 °С.Снижение температуры обратной воды против графика не лимитируется.

Отклонения давления итемпературы пара, отпускаемого потребителю, не должны превышать ± 5 % заданныхпараметров.

14.7.2. Для каждого подогревателя игруппы подогревателей на основе проектных данных и испытаний должны бытьустановлены:

- расчетная тепловаяпроизводительность и соответствующие ей параметры греющей и нагреваемой среды;

-температурный напор имаксимальная температура подогрева сетевой воды;

- предельно допустимоедавление нагреваемой и греющей сред;

- расчетный расход сетевойводы и соответствующие ему потери напора.

Кроме того, на основеиспытаний должны быть установлены предельные потери напора в водогрейныхкотлах, трубопроводах и вспомогательном оборудовании теплофикационнойустановки.

Испытания должны проводитьсяна вновь смонтированных теплофикационных установках и периодически (1 раз в 3-4года) в процессе эксплуатации.

14.7.3. Изменение температуры водына выводах тепловой сети должно осуществляться постепенно и равномерно соскоростью, не превышающей 30 °С/ч.

14.7.4. При работе сетевыхподогревателей должны быть обеспечены:

- контроль за уровнемконденсата и работой устройств автоматического поддержания уровня и сбросаконденсата;

- отвод неконденсирующихсягазов из парового пространства в воздухоотсасывающее устройство или конденсатортурбины.

14.7.5. Подпитка тепловой сетидолжна осуществляться непрерывно с целью поддержания заданного давления навсасывающей стороне сетевых насосов при рабочем режиме тепловых сетей и приостанове сетевых насосов.

Вода для подпитки должнаподаваться в обратный коллектор тепловой сети и в каждую подключенную к немумагистраль, а при открытой системе также и в подающий коллектор и в каждуюподключенную к нему магистраль для работы в летний период.

14.7.6. Установка для подпиткитепловых сетей должна обеспечивать их подпитку химически очищеннойдеаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпитку необработанной водойиз систем хозяйственно-питьевого (для открытых систем теплоснабжения) илипроизводственного водопроводов в размерах, установленных "Нормамитехнического проектирования электростанций".

Каждый случай подачи сыройводы должен отмечаться в оперативном журнале с указанием количества поданнойводы и источника водоснабжения.

В соединениях трубопроводовподпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной иливодопроводной воды должен предусматриваться контрольный кран между двумязакрытыми задвижками. При нормальной работе тепловых сетей контрольный крандолжен быть открыт.

14.7.7. При наличии баков-аккумуляторовдолжен быть обеспечен контроль за режимом их работы.

Рабочий объембаков-аккумуляторов подпиточной воды и их расположение у источников тепла и втепловых сетях должны соответствовать СНиП 2-04-01"Внутренний водопровод и канализация зданий".

Внутренние и внешниеповерхности баков-аккумуляторов должны быть защищены от коррозии, а поверхностьводы - от аэрации. Наружная поверхность баков-аккумуляторов должна быть покрытатепловой изоляцией. Заполнение баков разрешается только деаэрированной водойтемпературой не выше 95 °С.

Скорость заполнения баковдолжна соответствовать пропускной способности вестовой трубы.

Внутренний и наружныйосмотры состояния баков аккумуляторов, компенсирующих устройств трубопроводов,а также вестовых труб должны проводиться ежегодно.

Должна проверяться 1 раз в 3года толщина металлоконструкций, а также проверяться ультразвуковым методом,высверливанием или другими способами изнутри баков после их опорожнениякоррозионный износ металла. При обнаружении коррозионного износа стен, кровлиили днища, превышающего 20 % толщины металла, баки подлежат немедленному выводув ремонт.

После окончания монтажа илиремонта должны быть проведены испытания баков-аккумуляторов в соответствии стребованиями СНиП 111-18-75 "Металлические конструкции. Правилапроизводства и приемки работ". На каждый принятый в эксплуатациюбак-аккумулятор должен быть составлен паспорт.

14.7.8. Не разрешается работа сетевых,конденсатных и подпиточных насосов при неисправных обратных клапанах.

Перед сетевыми насосамиводоподогревательной установки должны быть установлены грязевики.

Устройства дляавтоматического включения резерва должны быть в постоянном готовности к действиюи периодически проверяться.

14.7.9. Границей теплофикационного оборудования электростанции считаютсяразделительные задвижки, установленные на территории электростанции, или стена(ограждение) территории станции, что в каждом конкретном случае решается АС вустановленном порядке. Разделительные задвижки находятся в ведении иобслуживании персонала АС.

В случае установкистанционных контрольно-измерительных приборов на участке тепловой сети заразделительными задвижками (ограждением территории электростанции) датчики этихприборов, первые запорные вентили, импульсные линии и сами приборы должнынаходиться в ведении электростанции и обслуживаться ее персоналом.

14.7.10. Теплофикационноеоборудование должно ремонтироваться по мере необходимости в соответствии сграфиком, согласованным с предприятием тепловых сетей.

Трубная систематеплообменных аппаратов должна очищаться не реже чем 1 раз в год (передотопительным сезоном) и при повышении температурного напора выше установленногозначения.

14.7.11. Передача тепла от АС ктепловой сети потребителя должна осуществляться через замкнутый промежуточныйконтур. В теплофикационных установках АС давление сетевой воды должно быть вышедавления в промежуточном контуре. При нарушении этого соотношения давленийтеплофикационная установка должна быть отключена от теплофикационногоколлектора.

14.7.12. Должен осуществлятьсянепрерывный контроль за радиоактивностью сетевой воды и воды промежуточногоконтура за каждой подогревательной установкой АС. При появлении радиоактивностивыше установленных норм должна быть отключена сетевая вода на входе и выходе изподогревательной установки.

14.7.13. Циркуляция воды впромежуточном контуре АС должна быть прекращена при выходе за допустимыепределы:

- уровня воды и давления вкомпенсаторе объема;

- давления воды до и послепароводяных подогревателей;

- температуры воды запароводяными подогревателями;

- радиоактивности воды.

Другие случаи остановапромежуточного контура должны определяться местной инструкцией.

14.7.14. В процессе нормальнойэксплуатации теплофикационной установки активность греющей среды промконтура недолжна превышать 10 ДКб смеси радионуклидов для воды согласно "Нормрадиационной безопасности".

Отсечение магистральноготрубопровода тепловой сети от сетевых подогревателей должно проводиться сучетом двух параметров:

- превышение объемнойактивности смеси радионуклидов в воде более 0,1 ДКб;

- снижение перепада давленияменее 1,0 кгс/см2 (0,1 МПа) между водой тепловой сети и промконтурапри любых режимах эксплуатации.

14.7.15. При эксплуатации должныосуществляться контроль и регистрация величины давления отборов греющего паратурбин, воды промконтура и тепловой сети (прямой и обратной воды) и перепададавлений греющих сред теплофикационной установки в установленных точках.

14.7.16. Контроль содержаниярадиоактивных веществ в воде должен включать в себя контроль объемнойактивности и состава радионуклидов в греющих средах теплофикационной установки,в воде тепловой сети и паропотребителей.

Контроль объемной активностиводы промконтура должен быть непрерывным с автоматической регистрациейпоказаний и светозвуковой сигнализацией достижения уставками пороговыхзначений.

Контроль объемной активностиводы тепловой сети должен быть периодическим и осуществляться в соответствии с п. 14.8.44.настоящих ОПЭ АС.

14.8. Тепловые сети

14.8.1. При эксплуатации тепловыхсетей должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей теплом,горячей водой или паром установленных параметров при утечках теплоносителя ипотерях тепла, не превышающих нормативных.

При исчерпании фактическоймощности источников тепла и пропускной способности магистралей тепловой сетиприсоединение дополнительных потребителей запрещается.

14.8.2. Границами обслуживаниятепловых сетей должны быть:

- со стороны источника тепла- границы, устанавливаемые в соответствии с указаниями п. 14.7.9. настоящих Правил;

- со стороны потребителятепла - стена камеры, в которой установлены принадлежащие предприятиям задвижкина ответвлении к абоненту.

14.8.3. Предприятие,эксплуатирующее тепловые сети (Теплосеть), должно осуществлять контроль затехническим состоянием и исправностью трубопроводов и тепловых пунктов,находящихся на балансе потребителей.

14.8.4. Теплосетью должны бытьорганизованы контроль за поддержанием в надлежащем состоянии путей подхода кобъектам сети, а также дорожных покрытий и планировка поверхностей надподземными сооружениями.

Планировка поверхности землина трассе тепловой сети должна исключать попадание поверхностных вод натеплопроводы.

Ввод трубопроводов тепловойсети в эксплуатацию без устройств для спуска и отвода воды из каждогосекционируемого участка запрещается.

14.8.5. Теплосетью должна бытьобеспечена исправность ограждения конструкций, препятствующих доступупосторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей арматуре.

14.8.6. Раскопка трассытрубопроводов тепловой сети или производство работ вблизи них постороннимиорганизациями допускается только с разрешения Теплосети под наблюдениемспециально назначенного ею лица.

14.8.7. В Теплосети должны бытьсоставлены: план тепловой сети (масштабный); оперативная и эксплуатационная(расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждой магистрали.

Ежегодно перед началомотопительного периода должны корректироваться план, схемы и профили всоответствии с фактическим состоянием тепловой сети.

14.8.8. Оперативная схема тепловыхсетей, а также настройка автоматики и устройств технологической защиты должныобеспечивать:

- надежное теплоснабжениепотребителей и заданный уровень расходов теплоносителя и напоров в контрольныхточках;

- оптимальноепотокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;

- резервирование работытепловых сетей;

- возможность осуществлениясовместной работы нескольких источников тепла на объединенную тепловую сеть иперехода при необходимости к раздельной работе источников;

- преимущественноеиспользование наиболее экономичных источников.

14.8.9. Всем тепломагистралям,камерам (узлам ответвления), подкачивающим, подпиточным и дренажным насосам,узлам автоматического регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам и другимсооружениям тепловой сети должны быть присвоены эксплуатационные номера,которыми они обозначаются на планах, схемах и пьезометрических графиках.

На эксплуатационных(расчетных) схемах подлежат нумерации все присоединенные к сети абонентскиесистемы, а на оперативных схемах, кроме того, - секционирующая и запорнаяарматуры.

Арматура, установленная наподающем трубопроводе (паропроводе), должна быть обозначена нечетным номером, асоответствующая ей арматура на обратном трубопроводе (кондесатопроводе) -следующим за ним большим четным номером.

14.8.10. Каждый район тепловых сетейдолжен иметь перечень газоопасных камер и проходных каналов. Перед началомработ такие камеры должны быть проверены на отсутствие газа. Газоопасные камерыдолжны иметь специальные знаки, окраску люков и содержаться под надежнымзапором.

Все газоопасные камеры иучастки трассы должны быть отмечены на оперативной схеме тепловой сети.

Надзор за газоопаснымикамерами должен осуществляться в соответствии с "Правилами безопасности вгазовом хозяйстве".

14.8.11. При технической приемкеперсоналом Теплосети абонентских тепловых сетей, тепловых пунктов и системтеплопотребления после монтажа или ремонта должна выполняться опрессовкаабонентом всего оборудования на допустимое давление, которое должно быть невыше максимально допустимого пробного давления для данных сетей, арматуры илинагревательных приборов.

14.8.12. Теплосетью должен бытьорганизован постоянный контроль за качеством обратной сетевой воды.

14.8.13. Трубопроводы тепловых сетейдо ввода их в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта должны бытьподвергнуты очистке:

- паропроводы - продувке сосбросом пара в атмосферу;

- водяные сети в закрытыхсистемах теплоснабжения и конденсатопроводы - гидравлической промывке;

- водяные сети в открытыхсистемах теплоснабжения - гидропневматической промывке и дезинфекции споследующей повторной промывкой питьевой водой.

Повторная промывка последезинфекции должна производиться до достижения показателей сбрасываемой воды,соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.

14.8.14. Подключение абонентскихтепловых сетей, не прошедших гидропневматическую промывку, запрещается.

14.8.15. Все вновь смонтированныетрубопроводы тепловых сетей до ввода в эксплуатацию должны быть подвергнутыпроверке на гидравлическую плотность.

Новые тепломагистрали от АСи котельных в течение первого года эксплуатации должны быть подвергнуты испытаниямна расчетную температуру теплоносителя.

14.8.16. Заполнение сетевыхтрубопроводов, их промывка, дезинфекция, включение системы циркуляции, продувкаи прогрев паропроводов и операции по пуску водяных или паровых тепловых сетей,а также испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций должнывыполняться под руководством ответственного руководителя по специальноразработанной технической программе, утвержденной руководством Теплосети исогласованной с руководством предприятия - источника тепла.

14.8.17. Трубопроводы тепловых сетейдолжны заполняться водой не выше 70 °С при отключенных системахтеплопотребления.

14.8.18. Наружная поверхностьтрубопроводов и металлические конструкции тепловых сетей (балки, опоры, мачты,эстакады и др.) должны быть защищены стойкими антикоррозионными покрытиями.

Ввод в эксплуатацию тепловыхсетей после окончания строительства или капитального ремонта без наружногоантикоррозионного покрытия труб и металлических конструкций запрещается.

14.8.19. Трубопроводы тепловыхсетей, арматура, компенсаторы и фланцевые соединения должны быть покрытытепловой изоляцией в соответствии с проектом.

Применение в тепловых сетяхгидрофильной засыпной изоляции, а также набивной изоляции при прокладкетрубопроводов в гильзах (футлярах) запрещается.

14.8.20. Ввод в эксплуатациютепловых сетей при неработающем понижающем дренаже запрещается.

14.8.21. Проходные каналы, а такжекрупные узловые камеры, в которых установлено электрооборудование, должны иметьэлектроосвещение согласно "Правилам устройства электроустановок".

Приточно-вытяжная вентиляцияпроходных каналов должна быть в исправном состоянии.

14.8.22. Все соединения трубтепловых сетей должны быть сварными, за исключением мест применения фланцевойарматуры.

Использование для компенсаторови арматуры хлопчатобумажных и пеньковых набивок запрещается.

14.8.23. При надземной прокладкетепловых сетей задвижки с электроприводами должны быть размещены в помещенииили заключены в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферныхосадков и исключающие доступ посторонних лиц.

14.8.24. Присоединение к тепловымсетям установок горячего водоснабжения с неисправными регуляторами температурыводы, а также теплопотребляющих систем с неисправными приборами учетазапрещается.

14.8.25. Для контроля за состояниемоборудования тепловых сетей и режимом их работы регулярно по графику долженпроводиться обход теплопроводов и тепловых пунктов.

14.8.26. Для контроля за состояниемстроительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземныхпрокладках тепловых сетей ежегодно по графику должны проводитьсяпрофилактические плановые шурфовки. Число шурфов должно определяться исходя изсостояния подземных прокладок и общей протяженности тепловой сети.

Прочностное состояниеподземных трубопроводов должно оцениваться на основании ежегодныхгидравлических опрессовок и анализа имевших место повреждений.

После вскрытия в местахшурфовок строительные и теплоизоляционные конструкции тепловой сети должны бытьвосстановлены и защищены от поступления влаги к теплопроводу.

14.8.27. На водяных тепловых сетях иконденсатопроводах должен быть организован систематический контроль завнутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, атакже по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболеехарактерных точках (на выводах АС, на концевых участках, в 2-3 промежуточныхузлах магистрали).

Неработающая тепловая сетьдолжна заполняться только деаэрированной водой.

14.8.28. Из паропроводов насыщенногопара конденсат должен непрерывно отводиться через конденсатоотводчики.

Работа конденсатоотводчиковна общий конденсатопровод без установки обратных клапанов запрещается.

14.8.29. Среднегодовая утечкатеплоносителя из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25 % среднегодовогообъема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления вчас независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячеговодоснабжения, присоединенных через водоподогреватели).

При определении утечкитеплоносителя не должен учитываться расход воды на наполнение теплопроводов исистем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участковсети и потребителей.

14.8.30. Ежегодно после окончанияотопительного сезона в тепловых сетях должны выявляться дефекты, подлежащиеустранению при ремонте. График ремонтных работ должен быть составлен исходя изусловия одновременного ремонта трубопроводов сети и тепловых пунктов.

После ремонта до началаотопительного периода должна быть проведена гидравлическая опрессовка сетей спроверкой плотности установленной запорной и регулирующей арматур. Работадолжна быть организована в соответствии с "Правилами устройства ибезопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды"Госгортехнадзора России.

Каждый участок тепловых сетейдолжен быть испытан пробным давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее 16кгс/см2 (1,6 МПа) для подающих и обратных трубопроводов.

При отсутствии натрубопроводе устройств, изменяющих давление воды в нем, рабочее давление должнобыть отнесено ко всему трубопроводу независимо от его протяженности.

Подающие и обратныетрубопроводы должны быть испытаны раздельно по условию прочности неподвижныхопор.

14.8.31. Для гидравлическихиспытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловых сетей должны заполнятьсяводой температурой не выше 45 °С.

На время проведенияиспытаний тепловой сети пробным давлением тепловые пункты и системытеплопотребления должны быть надежно отключены.

14.8.32. Испытания тепловых сетей нарасчетную температуру теплоносителя должны проводиться не реже 1 раза в 2 года.Испытаниям должна подвергаться вся сеть источника теплоснабжения до тепловыхпунктов систем теплопотребления.

Одновременное проведениеиспытаний тепловых сетей на расчетную температуру теплоносителя, прочность иплотность запрещается.

Испытания по определениютепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях должны проводиться намагистралях, характерных для данной сети по конструкции прокладки, сроку службыи условиям эксплуатации, с периодичностью 1 раз в 5 лет по графику,утвержденному главным инженером.

14.8.33. Объем и периодичностьиспытаний тепловых сетей на потенциал блуждающих токов должен соответствовать"Инструкции по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии".

14.8.34. Отключение устройствтехнологической защиты во время работы тепловой сети запрещается.

В период ремонта илиустранения аварии устройства технологической защиты тепловых сетей могут бытьотключены только с разрешения главного инженера или его заместителя.Работоспособность этих устройств должна периодически проверяться в сроки и вобъеме, указанные в местной инструкции.

14.8.35. Для двухтрубных водяныхтепловых сетей в основу режима отпуска тепла должен быть положен графикцентрального качественного регулирования.

При наличии нагрузки горячеговодоснабжения минимальная температура воды в подающем трубопроводе сети должнабыть не ниже 70 °С.

14.8.36. Гидравлические режимыводяных тепловых сетей должны разрабатываться ежегодно для отопительного илетнего периодов; для открытых систем теплоснабжения в отопительный периодрежимы должны разрабатываться при максимальном водоразборе из подающего иобратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора.

Мероприятия по регулированиюводы у потребителей должны быть составлены для каждого отопительного сезона.

Очередность сооружения новыхмагистралей и насосных станций, предусмотренных схемой теплоснабжения, должнаопределяться с учетом реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, длячего в Теплосети должны быть разработаны гидравлические режимы системытеплоснабжения на ближайшие 3-5 лет.

В тепловых сетях должны бытьпредусмотрены мероприятия для обеспечения теплоснабжения потребителей привыходе из строя насосных станций и отдельных участков основных магистралей.

14.8.37. Давление воды в подающей линииводяных тепловых сетей при работе сетевых насосов должно быть в любой точке нениже 0,5 кгс/см2 (50 кПа). Давление воды в трубопроводах иоборудовании источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхнихточках непосредственно присоединенных систем теплопотребления должнообеспечивать с запасом не менее 0,5 кгс/см2 (50 кПа). Давление водыв обратной линии должно быть не выше допустимого для трубопроводов иоборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и длянепосредственно присоединенных систем теплопотребления.

14.8.38. Статическое давление всистемах теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечивать заполнение водойтрубопроводов тепловой сети, а также всех непосредственно присоединенных системтеплоснабжения. Статическое давление должно быть не выше допустимого длятрубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктови непосредственно присоединенных систем теплоснабжения.

Статическое давление должнобыть определено условно для температуры воды от 1 до 100 °С.

Для магистралей дальнеготеплоснабжения, работающих при повышенных температурах сетевой воды,статическое давление должно быть определено исходя из расчетной температурыводы в магистралях.

Если статическое давление вотдельных точках сети превышает допустимое для оборудования источника илисистем теплоснабжения, должно быть обеспечено автоматическое деление сети нагидравлически изолированные зоны, в каждой из которых должно поддерживатьсядопустимое давление.

14.8.39. При аварийном прекращенииэлектроснабжения сетевых и перекачивающих насосов Теплосеть должна обеспечиватьдавление в тепловых сетях и системах теплоснабжения в пределах допустимогоуровня. При возможности превышения этого уровня должна быть предусмотренаустановка специальных устройств, предохраняющих систему теплоснабжения отгидроударов.

14.8.40. Трубопроводы и оборудованиетепловых сетей, насосных станций, пункты рассечки сети на гидравлическиизолированные зоны, а также тепловые пункты должны быть оснащены средствамитехнологического контроля, автоматического управления и защиты в соответствии стребованиями СНиП 2-04-07"Тепловые сети".

14.8.41. Ремонт тепловых сетейдолжен проводиться по мере необходимости на основе периодических осмотров,испытаний и ежегодных опрессовок и шурфовок. Теплосеть должна систематическизаменять аварийные трубопроводы путем их перекладки, а также выполнять другиеработы, направленные на повышение надежности эксплуатации оборудования и сетей,эффективности использования отпущенного тепла, уменьшение потерь тепла исетевой воды.

14.8.42. При десятикратномпревышении содержания в горячей воде Sr-90, Cs-137или трития над уровнем их содержания в источниках хозяйственно-питьевоговодоснабжения или при превышении 0,01 ДКб для долгоживущих радионуклидовкоррозионного происхождения эксплуатация тепловой сети не допускается.

14.8.43. В системе централизованногогорячего водоснабжения от АС должна использоваться только вода, отвечающаятребованиям ГОСТ 2874 "Вода питьевая".

Качество воды на всех этапахее подготовки и подачи населению и другим потребителям должно определятьсястандартными методами согласно указанному ГОСТ и обеспечиватьсясоответствующими службами эксплуатации тепловых сетей.

14.8.44. Должен проводиться контроль:

- объемной активности водыисточника хозяйственно-питьевого водоснабжения и подпиточной воды сетевогоконтура 1 раз в месяц;

- радионуклидного состававоды источника хозяйственно-питьевого водоснабжения и подпиточной воды сетевогоконтура 1 раз в полгода;

- радионуклидный составсетевого теплоносителя 1 раз в квартал.

15. СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АС

15.1. Ядерное топливо.Транспортно-технологические операции

15.1.1. При эксплуатации АС должныобеспечиваться:

- 100 % учет ядерноготоплива (ЯТ) и его перемещения на атомной станции;

- запас свежего ЯТ длябесперебойной работы реакторной установки (РУ);

- прием свежего ЯТ отпоставщиков и его хранение на АС;

- хранение и отправка напереработку отработавшего ЯТ;

- своевременная подача ЯТ наперегрузку реактора;

- ядерная и радиационнаябезопасность при использовании, хранении и транспортировке ЯТ на АС, а такжепри отправке отработавшего ЯТ с атомной станции;

- физическая зашита посохранности ядерного топлива.

15.1.2. Приказом директора АСдолжны назначаться ответственные хранители ядерного топлива на АС.

15.1.3. Транспортировкатепловыделяющих сборок со свежим (ТВС) или отработавшим топливом (ОТВС) на АСили вне ее должна выполняться только с использованием специально оборудованногодля перевозки транспорта, контейнеров и других необходимых приспособлений всоответствии с "Правилами безопасности при транспортировании радиоактивныхвеществ", "Основными правилами безопасности и физической защиты приперевозке ядерных материалов", "Правилами безопасности при хранении итранспортировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики".

15.1.4. Тепловыделяющие сборки сосвежим ядерным топливом должны поступать от поставщика на АС в опломбированныхконтейнерах с соответствующей сопроводительной документацией и в сопровождениипредставителя завода-изготовителя.

15.1.5. При приеме тепловыделяющихсборок со свежим ЯТ от завода-изготовителя атомной станцией проверяется:

- сопроводительнаядокументация;

- отсутствие внешнихповреждений контейнеров;

- целостность техническихсредств индикации доступа к тепловыделяющим сборкам (пломб, специальныхпломбирующих болтов и т.д.);

- масса брутто каждогоконтейнера с ТВС взвешиванием;

- соответствие количестваТВС сопроводительной документации со вскрытием контейнеров и последующим ихзакрытием и пломбированием представителем завода-изготовителя и/илиответственным хранителем ядерного топлива АС;

- изотопный состав свежегоядерного топлива в ТВС и соответствие его сопроводительной документации.*

__________

* Процедуры проверки изотопногосостава ядерного топлива в ТВС вводятся после опробирования и ввода в действиев установленном порядке соответствующих приборов и методик.

Полученные результатысравниваются с данными завода-изготовителя. При обнаружении разницы данныхсопроводительной документации завода-изготовителя и результатов проверки приприеме свежего ядерного топлива на АС должны быть приняты в установленномпорядке меры по устранению несоответствия, а при утрате ядерных материалов -меры по их розыску.

15.1.6. Учет и контроль на АСядерных материалов, содержащихся в тепловыделяющихся сборках, должныосуществляться в соответствии с требованиями "Типовых инструкций по учетуи контролю ядерных материалов при их использовании, хранении итранспортировании на АС..." с реакторами типа РБМК, ВВЭР, БН. Содержанияуказанных инструкций должны соответствовать "Типовым требованиям ксодержанию инструкции по организации учета и контроля в форме учетных единиц наядерных установках и в пунктах хранения ядерных материалов", а такжедругим нормативным документам, действующим в атомной энергетике.

15.1.7. Тепловыделяющие сборки сосвежим и отработавшим топливом должны храниться в специальных помещениях(складах) или специально отведенных для этой цели местах (хранилищах, бассейнахвыдержки, шахтах и т. д.) в соответствии с требования "Общих положенийобеспечения безопасности АС", "Правил безопасности при хранении итранспортировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики", правилпожарной безопасности и местных инструкций.

Помещения (хранилища) должныбыть снабжены устройствами, предотвращающими опрокидывание или падениетепловыделяющих сборок, и соответствующими предупредительными знаками.

15.1.8. При хранении ТВС должныбыть выполнены мероприятия, обеспечивающие:

- подкритичность не менее0,05 как при размещении ТВС, так и при аварийном заполнении помещения водой;

- невозможность попаданияпосторонних предметов в ТВС, механических повреждений и загрязнений ТВС;

- исключение вредноговоздействия окружающей среды (влага, газ и т.п.).

15.1.9. Запрещается работа соткрытым огнем (резка, сварка и т д.) на расстоянии ближе 3 м от чехлов с ТВС.

15.1.10. Гнезда для установки ТВСдолжны осматриваться, калиброваться и при необходимости очищаться передпроведением транспортно-технологических операций с ТВС. Чистота поверхностейгнезд должна проверяться в соответствии с местной инструкцией.

Помещения хранения ТВСдолжны проверяться на радиоактивную загрязненность в соответствии сдействующими "Правилами радиационной безопасности при эксплуатации атомныхэлектростанций".

15.1.11. Перегрузка ТВС изтранспортных контейнеров в места для хранения должна выполняться по специальнойинструкции, с соблюдением правил ядерной, радиационной и общей техникибезопасности, в присутствии ответственного руководителя работ илиответственного хранителя топлива. Контейнеры должны вскрываться в присутствиипредставителя завода-изготовителя или с разрешения завода-изготовителя безприсутствия их представителя.

15.1.12. Получать со склада ТВСимеет право только ответственный хранитель ЯТ по требованию, подписанномуглавным инженером АС или его заместителем.

15.1.13. Отработавшие и аварийныетепловыделяющие сборки должны выдерживаться в бассейнах выдержки (БВ) илиспециальных шахтах под слоем воды.

Загрузка ОТВС в транспортныйконтейнер для отправки на переработку разрешается только после снижения уровняостаточного тепловыделения до величины, исключающей их повреждение вследствиеперегрева.

15.1.14. При нахождении отработавшихтепловыделяющих сборок в бассейне выдержки (шахтах) должны быть обеспечены:

- подкритичность не менее0,05 при всех возможных аварийных ситуациях;

- исключение возможностиперегрева ОТВС из-за остаточного тепловыделения;

- защита персонала отрадиоактивности (газовой, аэрозольной и гамма излучения);

- периодическая очистка водыБВ (шахт);

- исключение возможностислучайного опорожнения БВ (шахт).

15.1.15. Негерметичные ОТВС должнывыдерживаться в пеналах.

15.1.16. Всетранспортно-технологические операции должны проводиться по специальныминструкциям с соблюдением правил ядерной, радиационной и общей техникибезопасности.

15.1.17. Транспорт с контейнерами,перевозящий тепловыделяющие сборки, при выезде из транспортных коридоровреакторного (реакторно-турбинного) цеха должен подвергаться дозиметрическомуконтролю. Лицу, сопровождающему транспорт, должна выдаваться справка на правовыезда по форме, указанной в приложении к "Правилам радиационнойбезопасности при эксплуатации атомных электростанций".

После выполнения работ повнутристанционному перемещению и отправке отработавшего ЯТ должно бытьпроведено детальное обследование радиационной обстановки в рабочей зоне.

15.1.18. На АС должны бытьразработаны и утверждены главным инженером атомной станции системы учета,регистрации, маркировки, освидетельствования, технического обслуживания иремонта приспособлений и механизмов, используемых при производстветранспортно-технологических операций с ТВС и ОТВС.

При производстветранспортно-технологических операций с ТВС и ОТВС разрешается использоватьтолько штатные приспособления и механизмы, прошедшие периодическоеосвидетельствование, испытание и контрольный осмотр перед производством работ.

Грузоподъемные механизмы,подведомственные Госгортехнадзору России, используемые притранспортно-технологических операциях с ТВС и ОТВС, должны эксплуатироваться всоответствии с требованиями правил Госгортехнадзора России.

15.1.19. Электродвигатели механизмовтранспортно-технологического оборудования для транспортировки отработавшихтепловыделяющих сборок должны иметь надежное питание с резервом. Кроме того,должен быть в исправном состоянии и постоянной готовности ручной привод длявозможности завершения операции при аварийном останове ОТВС в промежуточномположении.

15.1.20. Перемещение грузов надреактором и БВ должно осуществляться только в соответствии странспортно-технологической схемой,утвержденной главным инженером АС.

15.1.21. БВ (шахты) и бассейныперегрузки (БП) должны заполняться водой, требования к качеству которойустановлено в технологических регламентах по эксплуатации энергоблоков АС.Перед началом перегрузки должен быть создан запас воды, определенный проектом.

15.1.22. Каждая отдельнаятранспортно-технологическая операция, связанная с перемещением свежих иотработавших тепловыделяющих сборок, а также предметов, являющихся источникамивысоких и средних радиоактивных излучений и загрязнений, должнарегистрироваться в порядке, установленном на АС, с указанием ихместонахождения. Принятые меры безопасности определяются местными инструкциямиили программами.

Все выгруженные из активнойзоны тепловыделяющие сборки должны размещаться в предназначенных для нихпроектом местах. При извлечении тепловыделяющих сборок из реактора, БВ и другихмест должны приниматься меры, исключающие попадание радиоактивноготеплоносителя на поверхности помещений, оборудования.

15.2. Реакторная установка (РУ)

15.2.1. При эксплуатации РУ должныобеспечиваться:

- надежная и безопаснаяработа всего оборудования;

- оптимальное использованиетоплива;

- работоспособность ТВС в регламентированныхпределах безопасной эксплуатации.

15.2.2. Реакторная установка,включающая в себя ядерный реактор, контуры отвода тепла от него,парогенераторы, их вспомогательные системы, а также СУЗ должныэксплуатироваться в соответствии с требованиями "Общих положенийобеспечения безопасности атомных станций", а также правил ядерной,радиационной, пожарной и общей техники безопасности, а также технологическогорегламента эксплуатации РУ, утверждаемого в установленном порядке.

15.2.3. До начала предпусковыхналадочных работ разработчиком РУ должны быть разработаны и переданыадминистрации АС технологический регламент эксплуатации РУ, регламенттехнического обслуживания и ремонта оборудования РУ, а также регламент провероки испытаний систем РУ важных для безопасности. В технологическом регламентеэксплуатации РУ должны содержаться правила и основные приемы безопаснойэксплуатации, общий порядок выполнения операций, связанных с безопасностью РУ,а также пределы и условия безопасной эксплуатации.

15.2.4. Запрещается производстволюбых реконструкций реактора, изменение проектных характеристик активной зоны,проведение не предусмотренных проектом ремонтных работ, использование методовдезактивации и проведение других не предусмотренных проектом мероприятий, влияющихна эксплуатационную надежность и безопасность ядерного реактора, а такжевнесение изменений в установленный комплекс мероприятий по обеспечению условийбезопасности без согласования с Госатомнадзором России, Научным руководителем,разработчиком РУ и утверждения эксплуатирующей организацией.

Любые испытания РУ, системважных для безопасности, не предусмотренные технологическим регламентом иинструкциями по эксплуатации, должны проводиться по программам и методикам,содержащим обоснование безопасности и меры по обеспечению безопасности этихиспытаний.

Программы и методикииспытаний должны быть согласованы Научным руководителем, Главным конструктором,Генеральным проектантом АС и утверждены эксплуатирующей организацией. Напроведение испытаний должно быть получено разрешение эксплуатирующейорганизации. Решение на проведение испытаний должно быть утвержденоГосатомнадзором России.

15.2.5. Основное оборудование РУдолжно подвергаться обследованию и техническому освидетельствованию до пуска вработу и периодически в процессе эксплуатации в соответствии с инструкциями,правилами соответствующих органов государственного регулирования безопасности инастоящими Правилами.

В процессе эксплуатациидолжен осуществляться контроль за состоянием металлоконструкций и корпусаядерного реактора, состоянием оборудования контуров РУ, а также контроль закреплением опор всего оборудования в соответствии с инструкциями.

15.2.6. Техническоеосвидетельствование оборудования и трубопроводов РУ должно проводиться в сроки,установленные "Правилами устройства и безопасной эксплуатации оборудованияи трубопроводов атомных энергетических установок"; значение пробногодавления и температуры стенок оборудования и трубопроводов при гидравлическихиспытаниях должно соответствовать требованиям этих правил.

15.2.7. После гидравлическихиспытаний главного циркуляционного контура колпак ядерного реактора типа ВВЭРдолжен быть установлен на штатное место.

15.2.8. Физический и энергетическийпуски РУ вновь вводимого блока должен осуществлять персонал АС под научнымруководством специализированной организации в соответствии с программами,согласованными с органами Госатомнадзора России и утвержденными эксплуатирующейорганизацией.

15.2.9. Вновь вводимая вэксплуатацию РУ должна после монтажа подвергаться промывке в соответствии спрограммой предпусковых наладочных работ.

После промывки контуры РУдолжны заполняться теплоносителем, качество которого соответствует требованиям,определенным соответствующими нормативными документами.

15.2.10. Все пусковые работы,начиная с загрузки ЯТ в активную зону ядерного реактора, должны проводиться привключенной в работу аппаратуре контроля состояния активной зоны (датчики всехканалов контроля должны устанавливаться в зоне максимальной чувствительности),дозиметрической аппаратуре и при наличии средств индивидуальногодозиметрического контроля у занятого в пусковых работах персонала.

15.2.11. Ядерный реактор должензагружаться при непрерывном контроле плотности нейтронного потока и скоростиизменения плотности нейтронного потока, а также, если это предусмотренотехническим проектом, при включенных аварийных защитах по плотности и скоростиизменения плотности нейтронного потока.

При использовании растворажидкого поглотителя необходимо контролировать его концентрацию и предусмотретьмероприятия, обеспечивающие при перегрузках исключение подачи чистогоконденсата в реактор и первый контур.

15.2.12. При пуске реактора долженосуществляться непрерывный контроль:

- нейтронного потока,осуществляемый как минимум тремя независимыми каналами измерения плотностинейтронного потока и тремя независимыми каналами измерения скорости измененияплотности нейтронного потока;

- наличия теплоносителя вкорпусе реактора типа ВВЭР (контролируемое по двум каналам);

- температуры и давлениятеплоносителя;

- концентрации бора втеплоносителе (если он используется);

- уровня воды вбарабанах-сепараторах (для реакторов канального типа);

- распределенияэнерговыделения по радиусу и высоте активной зоны (для реакторов канальноготипа);

- изменения активноститеплоносителя по осколкам деления.

В определенных проектомслучаях должна срабатывать световая и звуковая сигнализация при достижениипараметрами уставок и условий срабатывания аварийной защиты (АЗ).

Пуск должен быть прекращен иреактор немедленно остановлен при достижении уставками АЗ:

- по плотности нейтронногопотока;

- по скорости нарастанияплотности нейтронного потока;

- по технологическимпараметрам, по которым необходимо осуществлять защиту.

15.2.13. Если при пуске вновьвводимого ядерного реактора предусматриваются состояния активной зоны безтеплоносителя, то необходимо обеспечить исключение попадания теплоносителя вактивную зону. В дальнейшем активная зона должна заполняться теплоносителемотдельными порциями с дополнительным контролем по кривым "обратногосчета".

15.2.14. Вывод ядерного реактора вкритическое состояние и работа его на любой заданной мощности, включаяминимальный контролируемый уровень (МКУ), разрешаются при следующих условиях:

- перед пуском реакторарабочие органы АЗ должны быть взведены в рабочее положение;

- системы аварийногоохлаждения активной зоны должны быть готовы к работе;

- системы локализации авариидолжны быть готовы к работе.

Кроме того, на реакторахканального типа должны:

- выводиться в рабочее положениестержни автоматического регулирования (АР);

- осуществляться циркуляциягаза через кладку;

- обеспечиваться необходимыйрасход теплоносителя через каждый канал.

Реактор в критическоесостояние должен выводиться в соответствии с технологическим регламентом иинструкциями по эксплуатации РУ.

Момент выхода реактора внадкритическое состояние должен устанавливаться по появлению устойчивого ростамощности на измерителях нейтронной мощности и постоянного или уменьшающегосяпериода на измерителях периода.

Для обеспечения выходареактора на необходимый уровень мощности должен устанавливаться период удвоенияв соответствии с требованиями технологического регламента.

Если при пуске реактораконтролируемые параметры по измерителям нейтронной мощности или измерителямпериода вышли за допустимые пределы, при которых срабатывает предупредительнаясигнализация, должны быть немедленно приняты меры по восстановлению безопасногосостояния реактора органами регулирования.

При возникновении аварийнойситуации все работы с активной зоной и эксперименты по физическому пускуреактора должны быть прекращены, а реактор переведен в подкритическоесостояние.

15.2.15. До начала физического пускаРУ должны быть испытаны и введены в работу все системы безопасности АС.

15.2.16. В процессе физического иэнергетического пусков вновь вводимой РУ должны быть получены экспериментальныеданные о нейтронно-физических параметрах активной зоны, эффекты реактивности,характеристики рабочих органов СУЗ, уточнены рабочие характеристики оборудованияи систем, а также пределы и условия безопасной эксплуатации.

15.2.17. Вывод РУ на заданныйуровень мощности должен осуществляться в соответствии с технологическимрегламентом эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС.

В первые 72 часа работывновь вводимого блока под нагрузкой оперативный персонал АС долженконтролировать состояние реакторной установки вдвое чаще, чем при длительнойэксплуатации.

15.2.18. При эксплуатации РУ долженосуществляться контроль работы органов СУЗ и по показаниям соответствующихдатчиков - контроль герметичности тепловыделяющих элементов.

15.2.19. При нарушенииэксплуатационных пределов оперативным персоналом должна быть выполненаопределенная последовательность действий, установленная в технологическомрегламенте эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС и направленная наприведение РУ к нормальному состоянию эксплуатации.

Энергоблок должен бытьостановлен, если установленные на АС пределы и условия безопасной эксплуатациине могут быть соблюдены при нахождении реактора на мощности.

15.2.20. Ядерный реактор должен бытьостановлен и переведен в безопасное (подкритичное) состояние в срок, указанныйв технологическом регламенте эксплуатации энергоблоков АС, и, в частности, при:

- неисправности в системеаварийного охлаждения активной зоны реактора;

- неисправности в системеспринклерной установки;

- неисправности в системепромежуточного контура ГЦН или СУЗ, препятствующей нормальному охлаждениютеплообменников циркуляционного контура или приводов СУЗ;

- неисправности в системахнадежного питания I или II категории, препятствующей нормальной работеобратимых двигателей-генераторов или автоматическому запускудизель-генераторов;

- повышении активноститеплоносителя до предусмотренного проектом аварийного значения;

- повышении активности параили конденсата турбины до предусмотренного проектом аварийного значения;

- превышении нормы выбросарадиоактивных газов и аэрозолей в вентиляционную трубу;

- течи из бака биологическойзащиты (кольцевого бака);

- повышении активностивоздуха сверх предусмотренного проектом значения в обслуживаемых илиполуобслуживаемых помещениях;

- появлении утечкитеплоносителя по линии организованных протечек в объеме, превышающемпроизводительность всех штатных подпиточных насосов;

- нарушении норм ВХР иневозможности его устранения.

Дополнительные случаиостанова РУ с реактором типа ВВЭР:

- при течи из бакааварийного запаса бора, приводящие к снижению уровня в баке ниже допустимого;

- при течи из гидроемкостиаварийного охлаждения активной зоны реактора.

РУ с реактором канальноготипа должна быть остановлена также при:

- снижении расходатеплоносителя через канал ниже допустимого;

- течи из рабочихтехнологических каналов реактора или появления влаги в графитовой кладкереактора в районе расположения 1-2 каналов.

15.2.21. Рабочая мощность РУ должнабыть снижена до предусмотренного технологическим регламентом значения всоответствии с условиями безопасной эксплуатации в случаях:

а) отключенияавтоматического регулятора мощности реактора (АРМ);

б) непредусмотренногоопускания (ввода) одного или нескольких органов регулирования в активную зонуреактора;

в) следующих неисправностейв схеме управления органами регулирования:

- непроектнойпоследовательности движения групп кассет (стержней) СУЗ;

-движения органов регулированияне со своей группой;

- отсутствия контроляположения отдельных органов регулирования и групп кассет (стержней) СУЗ.

Если неисправность возниклав процессе увеличения мощности, дальнейший ее подъем должен быть прекращен;

- превышения допустимой по проектутемпературы теплоносителя на выходе из рабочих каналов (кассет).

Снижение мощности РУ вдругих аварийных ситуациях определяется технологическим регламентом, исходя изконкретных особенностей реакторной установки.

15.2.22. Разогрев РУ, выход на мощностьпосле перегрузки, после капитального или среднего ремонта, а также послепростоя более 3 суток должны осуществляться только после определенияподкритического состояния активной зоны и запаса реактивности.

Оперативный персонал должениметь графики (таблицы) изменения реактивности с момента сброса исполнительныхорганов СУЗ на любой момент кампании.

После перегрузки должны бытьпроведены испытания по подтверждению основных проектных и расчетныхнейтронно-физических характеристик активной зоны в объеме требованийтехнологического регламента.

15.2.23. Режим расхолаживания РУ(снижение давления и слива теплоносителя и др.) должен вестись так, чтобы неповредить ТВС и оборудование (корпус реактора, органы регулирования, ГЦН ипр.). Скорость расхолаживания не должна превышать 30 °С/ч, за исключениемслучаев аварийного расхолаживания в соответствии с требованиями технологическихрегламентов по эксплуатации энергоблоков АС.

15.2.24. При расхолаживании РУдолжен осуществляться контроль:

- нейтронного потока в реактореи его подкритичности;

- давления и температурытеплоносителя;

- температурыметаллоконструкций;

- радиационной обстановки вгерметичных помещениях, газовых и аэрозольных выбросов в вентиляционную трубу;

- концентрации растворенногов теплоносителе поглотителя.

15.2.25. Азот или воздух, подаваемыйв главный циркуляционный контур для вытеснения теплоносителя, должен бытьпроверен на отсутствие в нем масла. Попадание масла в ГЦК не должнодопускаться.

15.2.26. Перед разуплотнениемглавного циркуляционного контура необходимо убедиться в отсутствии в немизбыточного давления.

15.2.27. Надзор дежурного персоналаза остановленной РУ должен осуществляться постоянно в течение всего периодаостанова независимо от состояния реактора (расхоложен, вскрыт и т.д.).

15.2.28. Перед пуском РУ после ееостанова более чем на 3 суток или ремонта должны быть тщательно проверены ГЦН.Пуск и работа ГЦН при неисправных его защитах и блокировках запрещается, а принеисправных блокировках в системах обеспечения их работоспособности(промежуточный контур, система Технической воды и др.) пуск и работа ГЦНдопускается только с разрешения главного инженера АС с обязательнойрегистрацией в журнале распоряжений.

15.2.29. В инструкции пообслуживанию ГЦН должен быть приведен перечень случаев, когда оператор долженнемедленно остановить ГЦН. При останове ГЦН мощность реактора должна бытьснижена в соответствии с разрешенными пределами и условиями безопаснойэксплуатации.

15.2.30. Работы с фланцевымиразъемами на оборудовании главного циркуляционного контура должны проводитьсяпо инструкции с использованием только специально предназначенного для этихцелей инструмента.

На АС должны быть в наличиизаглушки для закрытия отверстий люков, патрубков, чтобы исключить попаданиепосторонних предметов при ремонтах и осмотрах, а также гайковерты для всехвидов разъемов по главному циркуляционному контуру, приспособления длядистанционного обслуживания и ремонта.

15.2.31. В инструкции поэксплуатации парогенераторов должны быть определены:

- предельные положенияуровня воды и связанные с ним отклонения, порядок достижения и поддержанияуровня при заполнении, разогреве и эксплуатации;

- допустимые скоростиразогрева и расхолаживания;

- температура питательнойводы;

- случай аварийногоотключения, в том числе при появлении повышенной активности во втором контуре,порядок расхолаживания и дренирования парогенератора в этом случае;

- другие указания,обусловленные конструкцией парогенератора.

15.2.32. Для двухконтурныхэнергоблоков АС при появлении активности в продувочной воде парогенераторов заним должен быть установлен дополнительный контроль. При превышении активности впродувочной воде пределов, установленных технологическим регламентом,оперативный персонал АС должен выполнить процедуры, предписанные технологическимрегламентом по эксплуатации энергоблоков АС.

15.2.33. При заполнениипарогенераторов водой со стороны второго контура с целью проведения ихгидравлических испытаний отключаемая часть петли должна быть сообщена сатмосферой или сдренирована.

15.2.34. При эксплуатации должнывестись температурный контроль толстостенных элементов оборудования главногоциркуляционного контура охлаждения реактора и контроль за плотностью разъемов ипоявлением течи в оборудовании и трубопроводах.

15.2.35. При эксплуатациикомпенсаторов давления в них должно поддерживаться номинальное положение уровнятеплоносителя. Запрещается эксплуатация компенсаторов давления при уровнетеплоносителя, выходящем за пределы установленных максимального илиминимального положений, кроме случаев гидроиспытаний и замены ТВС.

Запрещается опробование ивключение электрических нагревателей компенсатора давления, если они не залитытеплоносителем.

15.2.36. Запрещаются работы наемкостях выдержки азота, барботерах и других устройствах, предназначенных дляприема сбросов от предохранительных клапанов главного циркуляционного контура,если контур находится под давлением.

15.2.37. При закрытии задвижекглавного циркуляционного контура (ГЗЗ) запрещается использовать приспособления,которые увеличивают значение момента затяга по сравнению с указаннымзаводом-изготовителем.

Затворы ГЗЗ должнынаходиться в крайнем положении (открыты или закрыты). При неисправности любойГЗЗ возможность дальнейшей эксплуатации энергоблока определяется главныминженером АС.

Подтяжка или заменасальникового уплотнения при наличии давления теплоносителя в контурезапрещается.

15.2.38. После проведениядезактивационных работ в боксах или устранении течи теплоносителя, а такжепосле срабатывания спринклерной установки должно быть измерено сопротивлениеизоляции всех попавших в зону действия влаги электродвигателей, кабелей,датчиков контрольно-измерительных приборов, нагревателей компенсаторовдавления, а также другого электротехнического оборудования и устройств.

15.2.39. Запрещается разгерметизациягерметичных помещений, доступ в которые во время работы ядерного реактора непредусмотрен проектом.

До загрузки топлива вреактор, а затем периодически (не реже 1 раза в год) должна контролироватьсяплотность герметичных помещений для подтверждения соответствия фактическойгерметичности проектной.

15.2.40. После проведения ремонтаоборудования и систем РУ важных для безопасности должна быть проведена проверкахарактеристик данных систем на соответствие проектным характеристикам.

15.2.41. Периодическое, всоответствии с требованиями органов Госатомнадзора России, опробываниепредохранительных клапанов компенсаторов давления, парогенераторов ибарабан-сепараторов должно производиться в соответствии с требованиямитехнологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС.

15.2.42. Концентрация водорода вбаке биологической защиты (кольцевом баке) и барботере не должна превышатьпредельного значения (3 %). Контроль за концентрацией водорода в кольцевом бакедолжен проводиться не реже чем 1 раз в смену, а в барботере при эксплуатацииреактора - непрерывно.

15.2.43. При эксплуатации ядерногореактора с борной системой регулирования должен постоянно поддерживатьсянеобходимый аварийный запас раствора борной кислоты. Специальные емкости системыдолжны находиться в состоянии готовности для приема теплоносителя первогоконтура.

Не менее 2 насосов подачираствора бора соответственно высокого и низкого давления при эксплуатацииреактора должны быть исправными и в состоянии готовности к работе, должныдействовать все блокировки системы аварийного охлаждения активной зоны реактораи спринклерной системы.

15.2.44. При эксплуатации АС всерезервные агрегаты и системы должны находиться в состоянии готовности к работеи, если это предусмотрено проектом, - к автоматическому включению. Порядок иусловия вывода оборудования и систем из резерва должны определятьсяинструкциями.

15.2.45. Переход с работающего нарезервное оборудование должен осуществляться периодически по графику,утвержденному главным инженером атомной станции. Перед переходом с работающегона резервное оборудование, как правило, должны проверяться все защиты иблокировки резервного оборудования.

Проверки защит и блокировокоборудования, которые не могут быть проведены при работающем блоке, должныпредусматриваться графиками в период останова блока. Как правило, проверказащит и блокировок должна осуществляться выдачей импульса на их срабатывание сполной работой всей цепи, в том числе включения оборудования, открытия арматурыи т.д.

15.3. Ядерная безопасность

15.3.1. Устройство, эксплуатация иремонт оборудования реакторной установки должны соответствовать требованиям"Правил ядерной безопасности реакторных установок атомных станций".

15.3.2. Административноеруководство АС несет ответственность за обеспечение ядерной безопасности,организацию и проведение работ по обеспечению безопасного техническогосостояния РУ и АС и подготовленность персонала. Должностные лица и персонал АСнесут ответственность за ядерную безопасность в пределах, установленныхдолжностными инструкциями.

15.3.3. Основным документом,определяющим безопасную эксплуатацию, является технологический регламент,содержащий правила и основные приемы безопасной эксплуатации станции, общийпорядок выполнения операций, связанных с безопасностью АС, а также пределы иусловия безопасной эксплуатации.

15.3.4. Для поддержания способностисистем важных для безопасности удовлетворять проектным требованиям должныпроводиться их регулярное техническое обслуживание, ремонт и испытания.

Административное руководствоАС на основе проектных материалов, с учетом требований технологическогорегламента, организует разработку для систем важных для безопасности:

- инструкций по проведениюпроверок и испытаний;

- графиков проведениятехобслуживания, планово-предупредительных и капитальных ремонтов систем иэлементов;

- графиков проведенияиспытаний и проверок функционирования систем безопасности.

15.3.5. Технические иорганизационные решения, принимаемые для обеспечения безопасности атомнойстанции должны быть апробированы прежним опытом или испытаниями,соответствующими исследованиями, опытом эксплуатации прототипов исоответствовать принятым для атомной энергетики нормам и правилам,

15.3.6. Все ядерные реакторы АСдолжны иметь паспорта, оформляемые в Госатомнадзоре России.

Состояние ядернойбезопасности на АС должно проверяться комиссионно не реже 1 раза в год.

15.3.7. Все случаи нарушенияядерной безопасности АС должны расследоваться в соответствии с "Положениемо порядке расследования и учета нарушений в работе АС" и должны бытьприняты меры, направленные на предотвращение повторения подобных случаев.

15.3.8. При эксплуатации АС система управления и защиты реактора должнаобеспечивать:

- пуск и перевод активнойзоны реактора в подкритическое состояние без нарушения пределов безопаснойэксплуатации;

- автоматическое поддержаниезаданного уровня мощности (интенсивности цепной реакции);

- контроль нейтронногопотока во всем диапазоне изменения плотности нейтронного потока в активной зонеот 10-7 до 120 % номинального уровня, осуществляемый как минимумтремя независимыми между собой каналами измерения уровня плотности нейтронногопотока с показывающими приборами (по крайней мере два из трех каналов контролядолжны быть оснащены записывающими устройствами);

- контроль за изменениемреактивности;

- измерение нейтронноймощности (нейтронного потока) на любом уровне мощности тремя независимымиканалами с показывающими (самопишущими) приборами;

- аварийную защиту реакторана всех уровнях мощности независимо от наличия и состояния источниковэнергопитания;

- надежное поддерживаниереактора в подкритическом состоянии и средства контроля подкритичности активнойзоны;

- перекрытие не менее чем наодин порядок изменений измеряемой величины при последовательном переходе с однойгруппы измерительных каналов на другую;

- автоматическое снижениемощности РУ, предусмотренное проектом, при изменении технологических параметровили отключении действующего оборудования.

При наличии на РУ несколькихродов аварийной защиты за аварийную защиту первого рода принимается самаябыстродействующая, обеспечивающая автоматический останов реактора привозникновении аварии.

15.3.9. Электрическая схемауправления движением органов СУЗ должна обеспечивать автоматический вводпоглотителей в ядерный реактор после срабатывания АЗ. Должно быть исключеновведение положительной реактивности средствами воздействия на реактивность,предусмотренными техническим проектом РУ, если рабочие органы аварийной защитыне приведены в рабочее положение.

15.3.10. Должна быть обеспеченаскорость введения положительной реактивности исполнительными органами СУЗ неболее 0,07 Вэф/с. Если исполнительные органы имеют эффективность более 0,7 Вэф,то введение положительной реактивности должно быть шаговым с весом шага неболее 0,3 Вэф.

15.3.11. Подкритичность активнойзоны ректора в любой момент кампании после взвода рабочих органов АЗ в рабочееположение с введенными в активную зону остальными органами СУЗ должна быть неменее 0,01 в состоянии активной зоны с максимальным коэффициентом размножения.

15.3.12. Количество, расположение, эффективность и скорость введенияисполнительных органов АЗ должны обеспечивать при любых аварийных ситуациях,включая выход из строя одного наиболее эффективного органа:

- скорость снижения мощностиядерного реактора, достаточную для предотвращения повреждения оболочек ТВЭЛ;

- приведение реактора вподкритическое состояние и поддержание его в этом состоянии с учетом возможногоувеличения реактивности в течение времени, достаточного для ведения других,более медленных органов СУЗ;

- предотвращение образованиялокальных критических масс.

5.3.13. Вывод ядерного реактора вкритическое состояние и на мощность разрешается при выполнении следующихусловий:

- исполнительные органы АЗдолжны находиться во взведенном состоянии;

- органы автоматическогорегулирования (для канальных реакторов) должны находиться в промежуточномположении;

- должен осуществлятьсяконтроль нейтронного потока и периода разгона реактора;

- аварийная защита реакторадолжна соответствовать требованиям пп. 15.3.8. и 15.3.12.;

- в систему управления изащиты должны быть включены все исполнительные органы СУЗ;

- система аварийногоэлектроснабжения должна быть исправной и находиться в состоянии готовности кработе, должен иметься установленный инструкцией запас дизельного топлива;

- система аварийного вводажидкого поглотителя должна быть исправной и находиться в состоянии готовности кдействию, должны быть созданы установленный запас и концентрация жидкогопоглотителя;

- система сигнализации иблокировок должна быть опробована и находиться в рабочем состоянии;

- должны быть исправными инаходиться в состоянии готовности к действию системы аварийного расхолаживанияи системы локализации аварий.

15.3.14. Вывод реактора вкритическое состояние до включения в работу автоматического регулятора мощностипроизводится в присутствии ответственного руководителя пуска в соответствии стребованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС.

15.3.15. Контроль за остановленнымреактором, когда ядерное топливо находится в активной зоне, долженосуществляться постоянно в течение всей стоянки и, в том числе, при загрузке иперегрузке топлива.

Обязательному контролюподлежат:

- нейтронный поток;

- скорость нарастаниянейтронного потока (или реактивность);

- концентрация поглотителя втеплоносителе (если предусмотрена проектом жидкостная система регулирования).

15.3.16. В случае возникновения наРУ аварийной ситуации должны быть выявлены и устранены причины ее возникновенияи приняты меры для восстановления нормальной эксплуатации РУ. В случаеневозможности восстановления нормальной эксплуатации РУ должна бытьостановлена. Эксплуатация РУ может быть продолжена только после выяснения иустранения причины возникновения аварийной ситуации по письменному распоряжениюглавного инженера АС. Оператор (ВИУР) РУ имеет право и обязан самостоятельноостановить реактор в случаях, предусмотренных технологическим регламентом и/илиесли дальнейшая работа угрожает безопасности энергоблока (АС).

15.3.17. Все работы со свежим илиотработанным топливом должны проводиться с соблюдением правил ядернойбезопасности по утвержденному плану и инструкциям.

Порядок проведенияперегрузки топлива должен определяться программой, рабочим графиком,картограммами перегрузки, составленными с учетом требования обеспечения ядернойбезопасности.

15.3.18. В реакторах, где перегрузкаосуществляется с расцеплением рабочих органов СУЗ, она должна проводиться привведенных в активную зону рабочих органах СУЗ и других средствах воздействия нареактивность, причем минимальная подкритичность реактора в процессе перегрузкис учетом возможных ошибок должна составлять не менее 0,02. Если при этомреактивность компенсируется раствором жидкого поглотителя, его концентрациядолжна быть доведена до такого значения, при котором (с учетом возможныхошибок) обеспечивается подкритичность реактора не менее 0,02 (без учетавведенных рабочих органов СУЗ). В этом случае техническими и организационнымимерами должна быть исключена возможность подачи чистого конденсата в реактор ипервый контур.

Перегрузка топлива наостановленном реакторе канального типа должна проводиться при взведенныхрабочих органах АЗ, причем минимальная подкритичность реактора с учетомвозможных ошибок должна составлять не менее 0,02. В РУ, на которых перегрузкапроводится при работе реактора на мощности, она осуществляется при обоснованныхв проекте допустимых эксплуатационных режимах работы и наличии средств,эффективность которых достаточна для подавления избыточной реактивности, вводкоторой возможен из-за ошибок загрузки или непредусмотренных эффектовреактивности.

15.3.19. Ядерно-опасные работыдолжны проводиться по специальному техническому решению или программе;утверждаемым главным инженером АС, как правило, на остановленном реакторе - сподкритичностью не менее 0,02 для состояния активной зоны с максимальнымэффективным коэффициентом размножения.

Техническое решение(программа) должно содержать:

- цель проведенияядерно-опасных работ;

- перечень ядерно-опасныхработ;

- технические иорганизационные меры по обеспечению ядерной безопасности;

- критерии и контрольправильности завершения ядерно-опасных работ;

- указание о назначенииответственного за проведение ядерно-опасных работ.

15.3.20. Для проектных аварий,включая ядерную аварию, действия персонала должны определяться"Инструкцией по ликвидации аварий на АС", разрабатываемойадминистративным руководством АС на основе ТОБ АС. В инструкции должны бытьрассмотрены проектные аварии и разработаны меры по ликвидации последствийаварий. Инструкция должна быть согласована Научным руководителем, Генеральнымконструктором РУ и Генеральным проектировщиком АС.

Для управления запроектнымиавариями в соответствии с проектными материалами должно быть разработаноспециальное руководство, которое должно быть согласовано с Научнымруководителем, Главным конструктором РУ и Генеральным проектантом АС.

15.3.21. В инструкциях поэксплуатации систем и оборудования АС, регламентирующих эксплуатацию реакторови процедуры обращения с ЯТ, должны быть отражены требования по обеспечениюядерной безопасности.

15.4. Сбор, хранение, транспортировка и захоронениерадиоактивных отходов, дезактивация

15.4.1. Сбор, хранение, транспортировкаи захоронение радиоактивных отходов должны осуществляться в соответствии сдействующими правилами и инструкциями.

15.4.2. Жидкие радиоактивные отходыпо величине объемной активности подразделяются в соответствии с"Санитарными правилами проектирования и эксплуатации атомных станций нанизко-, средне- и высокоактивные.

15.4.3. Радиоактивные воды оттехнологических систем АС после дезактивации и контроля их активности должныиспользоваться в оборотном водоснабжении АС, а дебалансные воды могут быть сброшеныв открытые водоемы или хозяйственно-фекальную канализацию промплощадки, еслисодержание в них радионуклидов не превышает ДКб в смеси и валовый сброс непревышает ДС. Условия сброса очищенных вод должны удовлетворять требованиям"Правил охраны поверхностных вод".

Неконтролируемый выпуск водыиз спецканализации в водоемы, на поверхность земли, а также в системухозяйственно-фекальной и производственной ливневой канализации запрещается.

15.4.4. При эксплуатации хранилищажидких радиоактивных отходов (ХЖО) должна поддерживаться в рабочем состояниисистема передачи жидких отходов и пульпы из одной емкости в другие, а также всистему окончательной обработки жидких радиоактивных отходов.

15.4.5. Должен быть обеспеченконтроль за протечками из трубопроводов жидких отходов, за каналами и лотками;сбор и удаление возможных продуктов протечек.

15.4.6. На АС должен осуществлятьсяконтроль герметичности емкостей ХЖО (методом измерения активности в специальныхскважинах, охраняемых от засорения, и другими методами).

15.4.7. Хранящиеся на АС ЖРОподлежат концентрированию и отверждению. В кубовом остатке жидких радиоактивныхотходов, направляемых на окончательное захоронение, солесодержание нормируетсяпроектом.

15.4.8. В ХЖО должен осуществлятьсярадиационный контроль мощности дозы гамма-излучения, концентрации радиоактивныхгазов и аэрозолей в воздухе помещений.

Хранение жидкихрадиоактивных отходов должно быть организовано так, чтобы избежать образованияв емкостях взрывоопасной смеси и повышения температуры отходов выше заданныхзначений.

15.4.9. На АС должен вестисьстрогий учет поступления жидких радиоактивных отходов из промежуточных емкостейв ХЖО с записью в соответствующем журнале.

Ответственность за учет,хранение отходов и правильную эксплуатацию ХЖО несет администрация цеха, всостав которого входит ХЖО.

15.4.10. Сбор твердых радиоактивныхотходов должен осуществляться в контейнеры, располагаемые в помещениях наспециально отведенных местах.

Классификация твердыхрадиоактивных отходов должна осуществляться в соответствии с требованиями"Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций".

Персонал АС долженпредотвращать смешивание отходов различной степени радиоактивности, а такжепопадание неактивных твердых отходов в радиоактивные.

15.4.11. На АС должна бытьобеспечена возможность периодической дезактивации оборудования и помещений,поверхности которых в процессе эксплуатации находятся в контакте стехнологическими средами, загрязненными радиоактивными веществами.

Необходимо контролироватьэффективность дезактивации.

15.4.12. При эксплуатации АС должныподдерживаться в рабочем состоянии системы дезактивации оборудования ипомещений.

15.4.13. На АС должен бытьпредусмотрен неснижаемый запас дезактивирующих средств и моющих растворов,которые хранятся в специально отведенных местах.

Моющие растворы длядезактивации должны выбираться с таким условием, чтобы обеспечивался смыврадиоактивных веществ и предотвращение их вторичного осаждения надезактивируемую поверхность. Моющие растворы не должны вызывать коррозионныхповреждений оборудования.

15.4.14. Твердые радиоактивныеотходы (ТРО) подлежат переработке в целях уменьшения их объема методамисжигания, прессования и измельчения.

Радиоактивные отходынатриевых систем перед захоронением должны отмываться от щелочных металлов. Припереработке и очистке не допускается рассеяние радиоактивных веществ.

15.4.15. Транспортировка ТРО кместам захоронения следует проводить на специально оборудованном транспорте втранспортных контейнерах по маршрутам, согласованным с местными органамиГоссаннадзора и Государственной автомобильной инспекции.

Перед отправкой к местуобработки, храненияили захо-, ронения контейнеры с ТРО должны подвергатьсядозиметрическому контролю.

Должен вестись учетвывозимых ТРО с записью в соответствующем журнале.

15.4.16. Должны быть приняты мерыдля предотвращения попадания воды п хранилища ТРО. Систематически (не реже 1раза в месяц) должен проводиться контроль за состоянием хранилища.

В случае попадания воды вхранилище должны быть приняты меры по ее сбору, удалению и переработке.

15.4.17. На АС должны бытьразработаны и введены нормы образования ЖРО при ведении любых технологическихпроцессов и дезактивации.

Сбор ЖРО для временногохранения должен осуществляться в специальные емкости; пульпы ионообменных смол,перлита и активированного угля собираются в отдельные емкости.

Горючие ЖРО должны такжесобираться отдельно и направляться на установки сжигания этих отходов сочисткой дымовых газов от радиоактивных веществ.

15.4.18. Во всех случаях припланировании и проведении любых работ в зоне строгого режима должныпредусматриваться и выполняться мероприятия по сокращению объема ТРО и ЖРО и ихсвоевременному удалению.

15.4.19. Контроль за режимомгрунтовых вод, уровнем воды в контрольных скважинах и содержанием радионуклидовпо периметру хранилища жидких и твердых радиоактивных отходов долженпроводиться не реже 1 раза в квартал.

15.4.20. Оборудование, инструмент,посуда и другие предметы, выносимые из укрытия (боксов, шкафов и т.п.), изнеобслуживаемых или периодически обслуживаемых помещений зоны строгого режима вдругие помещения, должны подвергаться дезактивации на месте для снижениязагрязнений до уровней, установленных для этих помещений, а не поддающиесяочистке до допустимого уровня рассматриваться как радиоактивные отходы.

15.4.21. Во всех помещенияхпостоянного пребывания персонала, в которых ведутся работы с применениемрадиоактивных веществ в открытом виде, должна осуществляться ежедневная влажнаяуборка; не реже 1 раза в месяц – полная уборка с мытьем стен, полов, дверей инаружных поверхностей оборудования.

15.4.22. По окончании работ каждыйработающий (или специальный персонал) должен убрать свое рабочее место и принеобходимости дезактивировать рабочую посуду и инструмент.

15.4.23. Для нерадиоактивныхпромышленных твердых отходов АС должен предусматриваться специальный полигон(свалка) на территории санитарно-защитной зоны АС.

Удаление нерадиоактивныхотходов АС, кроме бытовых отходов и строительного мусора, прошедшихдозиметрический контроль, на городские свалки и другие свалкиобщехозяйственного назначения запрещается.

15.5. Вентиляция и система удаления газообразныхрадиоактивных отходов

15.5.1. При эксплуатациивентиляционных систем должны обеспечиваться бесперебойное снабжение обслуживаемыхпомещений чистым воздухом в соответствии с проектными режимами и поддержаниепри всех нормальных эксплуатационных режимах работы АС в герметичных помещенияхи боксах, где возможно появление радиоактивных газов и аэрозолей, разрежения впределах проектных значений, но не менее 5 кгс/м2 (50 Па). Следуетна период ремонта предусматривать увеличение количества удаляемого воздуха изданных помещений за счет включения резервного агрегата вытяжных систем.

15.5.2. Запрещается объединениеразличных по степени загрязненности помещений воздуховодами одной системывентиляции. Вентиляция реакторного зала должна осуществляться самостоятельнойсистемой, при этом воздухообмен в реакторном зале при условии посещения егоперсоналом должен быть не менее однократного в час.

15.5.3. Должен обеспечиваться 100 %резерв вытяжных и приточных вентиляторов с автоматическим вводом резерва.Вытяжные вентиляционные системы, обслуживающие ответственных потребителей,должны питаться от сети надежного электропитания и обеспечивать самозапускпосле перерыва питания.

15.5.4. Во время эксплуатациисистем вентиляции должны контролироваться следующие параметры:

- давление (разрежение) итемпература воздуха в помещениях;

- напор, развиваемыйвентиляторами;

- расход воздуха;

- сопротивление фильтров;

- концентрация радиоактивныхгазов и аэрозолей до и после фильтров.

Объем и периодичностьконтроля должны определяться местными инструкциями.

Концентрация радиоактивныхгазов и аэрозолей в вентиляционных трубах должна контролироваться непрерывно.

15.5.5. При очистке воздуха и газовугольными и аэрозольными фильтрами относительная влажность воздуха (газа) недолжна превышать 70 %. Запрещается эксплуатация этих фильтров при отключенномвлагометре.

Фильтры всех приточныхсистем должны обеспечивать эффективность очистки воздуха от объемнойрадиоактивности не менее 80 %.

15.5.6. На АС должна постояннопроводиться работа по снижению активности газообразных выбросов.

Эксплуатация систем очисткии удаления воздуха должна исключать возможность превышения предельно допустимойдозы выбросов радиоактивных веществ, установленной действующими правилами.Запрещается эксплуатация АС при активности газообразных выбросов, превышающейпредельно допустимую.

15.5.7. При наличии на АСнескольких вентиляционных труб активность выбросов через каждую из них должнанормироваться таким образом, чтобы суммарная активность не превосходилаустановленную.

15.5.8. Удаляемые изтехнологического оборудования газы и воздух, содержащие радиоактивные вещества,перед выбросом в атмосферу должны подвергаться очистке, а при необходимости -выдержке в специальных газгольдерах.

При аварии на АС, приводящейк загрязнению радионуклидами атмосферы в зоне воздухозаборных устройствприточных систем и вспомогательных зданий, следует выключить приточно-вытяжныеобменные системы вентиляции, не связанные с обеспечением условий работытехнологического оборудования при ликвидации аварии.

Система очистки удаляемых изтехнологического оборудования газов должна быть оснащена необходимымиконтрольно-измерительными приборами. Управление этой системой должноосуществляться дистанционно.

15.5.9. Во всех элементахоборудования систем сбора и очистки газов, газгольдерах и других емкостях, гдевозможно выделение и накопление водорода, систематически должна контролироватьсяего концентрация.

Концентрация водорода в газеболее 3 % не должна допускаться.

Элементы, подлежащиеконтролю на возможное выделение и накопление водорода, должны быть указаны винструкции на основании проекта.

15.5.10. Эксплуатация установки дожиганияводорода должна осуществляться в соответствии со специальной инструкцией.Запрещается эксплуатация этой установки при объемной концентрации водорода законтактным аппаратом более 1 %.

15.5.11. Запрещается длительная(более 3 часов) эксплуатация установки дожигания водорода, если температурапоступающего на контактный аппарат газа ниже 120 °С.

15.5.12. Осмотр оборудования системвентиляции, очистки газов и дожигания водорода, опробование резервных агрегатови переход на них осуществляется периодически (по графику). Капитальный ремонтэтого оборудования должен проводиться по мере необходимости.

Ремонт вентиляционныхагрегатов или замена фильтров на системах ремонтной вентиляции не должнывыполняться в период проведения ремонтных или перегрузочных работ, заисключением резервных вентиляционных установок.

16. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АС И СЕТЕЙ

16.1. Генераторы

16.1.1. При эксплуатациигенераторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимыхрежимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения,устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

16.1.2. Автоматические регуляторывозбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ илиотдельных их элементов допускается только для ремонта или проверки.

Настройка и действие АРВдолжны быть увязаны с допустимыми режимами генераторов и общестанционными исистемными устройствами автоматики.

На АС должны быть данные обосновных параметрах настройки АРВ.

На резервных возбудителяхдолжна быть обеспечена форсировка возбуждения не ниже 1,3 номинальногонапряжения ротора.

16.1.3. АРВ и устройства форсировкирабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижениинапряжения в сети были обеспечены:

- предельно установившеесянапряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, если это значениене ограничено для отдельных старых типов машин;

- номинальная скоростьнарастания напряжения возбуждения;

- автоматическое ограничениезаданной длительности форсировки.

На генераторах АС, где предусматриваетсяиспользование кинетической энергии турбогенератора в режиме аварийного выбега,автоматически выводится из работы устройство ограничения длительностифорсировки и обеспечивается при необходимости предельное (потолочное)возбуждение генератора.

16.1.4. Генераторы должны бытьвведены в эксплуатацию на основном возбуждении.

В условиях эксплуатациипереводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться безотключения генераторов от сети.

16.1.5. На всех генераторах,оборудованных автоматическим гашением поля с разрывом цепи ротора, должна бытьустановлена и постоянно находиться в работе специальная защита отперенапряжений (разрядник и т.п.).

16.1.6. Резервные источникимаслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должныавтоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и снижениядавления масла ниже установленного предела.

Для резервирования основныхисточников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и болеедолжны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла вдемпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительногоперепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всего временивыбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источниковмаслоснабжения.

16.1.7. Вновь устанавливаемыетурбогенераторы с водородным охлаждением должны вводиться в эксплуатацию приноминальном давлении водорода.

Для турбогенераторов,имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активныхчастей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой запрещается.

Непродолжительная работатаких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого ходабез возбуждения с температурой воздуха, не выше указанной в заводскойинструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременноевозбуждение машины, отключенной от сети.

16.1.8. При пуске и во времяэксплуатации генераторов должен быть организован контроль электрическихпараметров статора, ротора и систем возбуждения, температуры обмотки и сталистатора, охлаждающих сред, уплотнений вала, подшипников, удельногосопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные иконструктивные части, чистоты и давления водорода, давления и температуры маслав уплотнениях, герметичности систем жидкого охлаждения, а также вибрацияподшипников и контактных колец турбогенераторов.

16.1.9. Периодичность определенияпоказателей работы газомасляной и водяной систем генераторов, находящихся вработе или резерве, должна быть следующей:

- температуры точки росы(влажности) водорода в корпусе генератора - не реже 1 раза в неделю, а принеисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающейдопустимую, - не реже 1 раза в сутки;

- газоплотностей корпусамашины (суточной утечки водорода) - не реже 1 раза в месяц;

- чистоты водорода в корпусемашины, содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников,экранированных токопроводах выводов и кожухах нулевых выводов - не реже 1 разав неделю по контрольным химическим анализам газов и непрерывно поавтоматическим газоанализаторам, а при неисправности автоматическогогазоанализатора, действующего на сигнал, - не реже 1 раза в сутки;

- содержания кислорода вводороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки иводородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - всоответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;

- показателей качествадистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора - всоответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.

16.1.10. Чистота водорода должнабыть не ниже:

- в корпусах генераторов (снепосредственным водородным охлаждением) - 98 %.

Температура точки росыводорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не выше 15 °С и всегда ниже температуры воды на входе вгазоохладители.

16.1.11. Содержание кислорода вводороде, в корпусе генератора при чистоте водорода 98 % должно быть не более0,8 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительномбаке маслоочистительной установки генератора - 2 %.

16.1.12. Содержание водорода вкартерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевыхвыводов турбогенератора должно быть менее 1 %.

16.1.13. Колебания давления водородав корпусе генератора при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2(100 кПа) должно быть не более 20 %, а при большем избыточном давлении - неболее ± 0,2 кгс/см2 (± 20 кПа).

16.1.14. Давление масла вуплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышатьдавление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давленийдолжны указываться в инструкции завода-изготовителя.

16.1.15. В системе маслоснабженияуплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работурегуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

Арматура, установленная намаслопроводах системы масляных уплотнений вала генератора, должна бытьопломбирована в рабочем положении.

16.1.16. Суточная утечка водорода вгенераторе должна быть не более 5 %, а суточный расход с учетом продувок - неболее 10 % общего количества газа при рабочем давлении.

16.1.17. Генераторы, как правило,должны включаться в сеть способом точной синхронизации.

При использовании точнойсинхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

Допускается использованиепри включении в сеть способа самосинхронизации, если это предусмотренотехническими условиями на поставку или специально согласовано сзаводом-изготовителем.

При ликвидации авариитурбогенераторы мощностью до 200 МВт разрешается включать на параллельнуюработу способом самосинхронизации.

16.1.18. Генераторы в случае сбросанагрузки, не связанного с повреждением агрегата или неисправной работы системырегулирования турбины, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии.

16.1.19. Скорость повышениянапряжения на генераторах не ограничивается.

Скорость набора активнойнагрузки для всех генераторов должна быть определена условиями работы турбиныили реактора (дизеля).

Скорость повышения токастатора и ротора генераторов с косвенным охлаждением обмоток, неограничивается; на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток этаскорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активнойнагрузки, а в аварийных ситуациях не ограничивается.

16.1.20. Номинальная мощностьгенераторов при номинальном коэффициенте мощности (для турбогенераторовмощностью 30 МВт и более, также длительная максимальная мощность приустановленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) должнасохраняться при одновременных отклонениях напряжения ± 5 % и частоты ± 2,5 %номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением ипониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частотыне превышает 6 %.

Наибольший ток ротора,полученный при отклонении напряжения в пределах ± 5 % длительно допустим приработе с номинальной мощностью и номинальными параметрами охлаждающих сред. Вслучае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора приотклонении напряжения до ± 5 % длительно допустим только при соответствующихпараметрах охлаждения.

Для всех генераторовнаибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110 % номинального. При напряжениивыше 105 % допустимая полная мощность оператора должна быть установлена всоответствии с указаниями завода-изготовителя или по результатам испытаний.

При напряжении на генераторениже 95 % номинального ток статора должен быть не выше 105 % длительнодопустимого.

16.1.21. Длительная перегрузкагенераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого приданных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается.

В аварийных условияхгенераторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и роторасогласно государственным стандартам и техническим условиям. Если в нихсоответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистеме допускаютсякратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статорапри указанной в табл. 2.3 кратности тока, отнесенной к номинальному значению.

Таблица 2.3

Допустимая кратностьперегрузки генератора по току статора

Продолжительность перегрузки, мин, не более

Косвенное охлаждение обмотки статора

Непосредственное охлаждение обмотки статора

водой

водородом

60

1,1

1,1

-

15

1,15

1,15

-

10

-

-

1,1

6

1,2

1,2

1,15

5

1,25

1,25

-

4

1,3

1,3

1,2

3

1,4

1,35

1,25

2

1,5

1,4

1,3

1

2,0

1,5

1,5

Допустимая перегрузка потоку возбуждения генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяетсядопустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственнымводородным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждениядолжна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению токаротора (табл. 2.4).

Таблица 2.4

Допустимая кратностьперегрузки турбогенераторов по току ротора

Продолжительность перегрузки, мин, не более

Турбогенераторы

ТВФ, кроме ТВФ-120-2

ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2

60

1,06

1,06

4

1,2

1,2

1

1,7

1,5

0,5

2

-

0,33

-

2

16.1.22. При появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжениятурбогенераторы мощностью 150 МВт и более должны быть автоматически отключены,а при отказе защиты немедленно разгружены и отключены от сети. Такие же мерыдолжны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статоратурбогенераторов меньших мощностей с током замыкания более 5 А.

Работа турбогенераторовмощностью менее 150 МВт при токе замыкания на землю, не превышающем 5 А,допускается не более 2 ч, по истечении которых они должны быть отключены. Еслиустановлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, поусмотрению главного инженера АС допускается работа генераторапродолжительностью до 6 ч.

16.1.23. При появлении сигнала о снижении сопротивления изоляции в цепивозбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора ондолжен быть не более чем за 1 ч, а при замыкании на землю немедленно переведенна резервное возбуждение. Если при этом сопротивление изоляции восстановится,генератор может быть оставлен в работе, если оно останется пониженным, турбогенераторпри первой возможности, но не позднее чем через 7 суток, должен быть выведен времонт (если иное не предусмотрено в заводской документации).

При отсутствии системырезервного возбуждения или невозможности ее использования, а также придальнейшем снижении сопротивления изоляции (ниже значения, указанного винструкции завода-изготовителя или других нормативных документах) при работе нарезервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен,отключен от сети и выведен в ремонт.

При появлении замыкания наземлю в цепи возбуждения турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоткиротора они должны быть переведены на резервное возбуждение. Если при этомзамыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. Приобнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенераторы должны быть припервой возможности выведены в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивомзамыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойногозамыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал. При появлениисигнала эти турбогенераторы должны быть немедленно разгружены и отключены отсети.

16.1.24. Допускается длительнаяработа с разностью токов в фазах, не превышающей 12 % номинального длятурбогенераторов и 20 % для дизель-генераторов.

Во всех случаях ни в однойиз фаз ток не должен быть выше номинального, если иное не оговорено винструкции завода-изготовителя.

16.1.25. Допускается кратковременнаяработа в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Длятурбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанномрежиме до 60 % номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30мин.

Допустимая нагрузка ипродолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения турбогенераторовс непосредственным охлаждением обмоток должны быть установлены на основанииуказаний заводских инструкций, а при их отсутствии - на основании результатовспециальных испытаний или требований нормативных документов.

Допустимость асинхронныхрежимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установленарасчетами или испытаниями.

Работа турбогенераторов снаборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения запрещается.

Несинхронная работаотдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторовэлектростанции запрещается.

16.1.26. Допустимость ипродолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваютсяусловиями работы турбины и определяются заводом - изготовителем турбины илинормативными документами.

16.1.27. Длительная работагенераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме сперевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения невыше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.

16.1.28. Разрешается длительнаяработа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициентамощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полноймощности.

Допустимые длительныенагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышениикоэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов снепосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указанийзаводских инструкций, а при их отсутствии - на основании нормативных документовс учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.

При регулярной работегенератора в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическоеограничение минимального тока возбуждения.

16.1.29. Работа генераторов с непосредственнымжидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла вобмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода, без возбуждениязапрещается.

В случае прекращенияциркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостнымохлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин (если винструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткиетребования), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.

16.1.30. Сопротивление изоляции всейцепи возбуждения генераторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушнымохлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром нанапряжение 500-1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

При водяном охлажденииобмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значениясопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями поэксплуатации генераторов и систем возбуждения и "Нормами испытанияэлектрооборудования".

Работа генераторов, имеющих сопротивлениеизоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается только сразрешения главного инженера электростанции с учетом п. 16.1.23.

16.1.31. Качество дистиллята(изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмотоки выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать требованиямтиповой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и системвозбуждения.

16.1.32. При снижении удельногосопротивления дистиллята до 100 кОм×см должна действоватьпредупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм×см генератор должен бытьразгружен, отключен от сети и возбуждение снято.

16.1.33. Сопротивление изоляцииподшипников и корпусов уплотнений вала генераторов и возбудителей при полностьюсобранных маслопроводах, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В, должнобыть не менее 1 МОм.

Исправность изоляцииподшипников и уплотнений вала турбогенераторов должна проверяться не реже 1раза в месяц.

16.1.34. Для предотвращенияповреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, принеполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен бытьотключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединенблок.

16.1.35. Вибрация подшипниковтурбогенераторов должна соответствовать требованиям п. 14.3.26.

Вибрация контактных колецтурбогенераторов должна измеряться не реже 1 раза в 3 месяца и быть не выше 300мкм.

16.1.36. После монтажа икапитального ремонта генераторы, как правило, могут быть включены без сушки.Необходимость сушки устанавливается "Нормами испытанияэлектрооборудования".

16.1.37. Заполнение генераторов снепосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него внормальных условиях должны проводиться при неподвижном роторе или вращении егоот валоповоротного устройства.

В аварийных условияхосвобождения от водорода может быть начато во время выбега машины.

Водород или воздух долженбыть вытеснен из генератора инертными газами (углекислым газом или азотом) всоответствии с "Инструкцией по эксплуатации газомасляной системыводородного охлаждения генераторов".

16.1.38. На АС, где установленыгенераторы с водородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генераторанаибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота - шестикратноезаполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

При наличии наэлектростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водородав ресиверах на 50 %.

16.1.39. Обслуживание и ремонтсистемы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей),элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток внутри корпусагенератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем,перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот,участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистотыи давления водорода в генераторе должен осуществлять электрический цех АС.

Надзор за работой и ремонтсистемы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла),масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сетиохлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи ислива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный цех.

На тех АС, где имеетсяспециализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования долженвыполнять этот цех.

16.1.40. Капитальный и текущиеремонты генераторов должны быть совмещены с капитальными и текущими ремонтамитурбин.

Первые ремонтные работы свыемкой ротора на турбогенераторах, включая усиление крепления лобовых частей,переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверкукрепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны быть проведены непозднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию.

Выемка роторов генераторовпри последующих ремонтах должна осуществляться по мере необходимости или всоответствии с требованиями нормативных документов.

16.1.41. Профилактические испытанияи измерения на генераторах должны проводиться в соответствии с "Нормамииспытания электрооборудования".

16.1.42. При плановых и аварийныхотключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) необходимо обеспечитьбезотлагательную разборку главной схемы электрических соединений дляпредотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения наостанавливающийся генератор.

16.2. Электродвигатели

16.2.1. При эксплуатацииэлектродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит должна бытьобеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

16.2.2. На шинах собственных нуждэлектростанции напряжение должно поддерживаться в пределах 100-105 %номинального. При необходимости допускается работа электродвигателей принапряжении 90-110 % номинального.

16.2.3. На электродвигатели иприводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения.На электродвигателях и их пусковых устройствах должны быть надписи снаименованием агрегата, к которому они относятся.

16.2.4. Продуваемыеэлектродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и помещениях сповышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистогоохлаждающего воздуха, температура которого должна соответствовать требованиямзаводской инструкции.

Плотность тракта охлаждения(корпуса электродвигателя, воздуховодов, заслонок) должна проверяться не реже 1раза в год.

Индивидуальныеэлектродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматическивключаться и выключаться при включении и отключении основных электродвигателей.

16.2.5. Электродвигатели с водянымохлаждением статора или ротора должны быть оборудованы устройствами,сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатация оборудования иаппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата должнысоответствовать требованиям заводских инструкций.

16.2.6. При перерыве вэлектропитании собственных нужд должен быть обеспечен самозапускэлектродвигателей ответственных механизмов при повторной подаче напряжения.

Время перерыва питания,определяемое выдержками времени технологических и резервных электрическихзащит, должно быть не более 2,5 с. В порядке исключения допускается большеевремя перерыва питания, если обеспечивается самозапуск электродвигателей,который должен быть подтвержден расчетно-экспериментальным путем. Допустимаяпродолжительность перерыва в электропитании ГЦН РУ определяется условиямизащиты ядерных реакторов. Перечень ответственных механизмов должен бытьутвержден главным инженером АС.

16.2.7. Электродвигатели скороткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния - 2 разаподряд, из горячего - 1 раз.

Повторные включенияэлектродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются послеобследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственныхмеханизмов, не имеющих резерва, повторное включение разрешается после внешнегоосмотра двигателя.

Повторное включениедвигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключениязапрещается.

16.2.8. Электродвигатели, длительнонаходящиеся в резерве, должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмамипо утвержденному главным инженером графику. При этом у электродвигателей,наружной установки, неимеющих обогрева, должны проверяться сопротивлениеизоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

16.2.9. Вертикальная и поперечнаясоставляющие вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененныхс механизмами, вращающиеся рабочие части которых быстро изнашиваются, а такжедля электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, должны бытьне выше следующих значений:

Синхронная частота вращения,об/мин         3000      1500      1000         750 и менее

Допустимая вибрацияподшипников, мкм    50          100        130           160

Для электродвигателей остальных механизмовнормы вибрации должны быть не выше следующих значений

Синхронная частота вращения,об/мин         3000      1500      1000         750 и менее

Допустимая вибрацияподшипников, мкм    30          60          80             95

Периодичность измеренийвибрации ответственных механизмов должна быть установлена по графику,утвержденному главным инженером электростанции.

16.2.10. Надзор за нагрузкойэлектродвигателей, вибрацией, температурой подшипников и охлаждающего воздухауход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствамиподвода воздуха и воды для охлаждения обмоток, а также операции по пуску иостанову электродвигателя должен осуществлять дежурный персонал цехаобслуживающего механизм.

В случаях, когда черезкамеры охладителей проходят токоведущие части, надзор и обслуживание схемыохлаждения электродвигателей должен осуществлять персонал электроцеха.

16.2.11. Для электродвигателей механизмов,подверженных технологическим перегрузкам, должен быть организован контроль токастатора.

16.2.12. Профилактические испытанияи ремонт электродвигателей, их схем и установку при ремонте должен проводитьперсонал электроцеха, за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемыхцехом тепловой автоматики и измерений.

16.2.13. Центровку и балансировкуагрегата, снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфтэлектродвигателя и механизма) и выносных подшипников, ремонт вкладышей подшипниковскольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (припринудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха и воды дляохлаждения обмоток, охладителей, не встроенных в статор электродвигателей,должен проводить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм, илиперсонал подрядной организации, производящей ремонт оборудования на данной АС.

16.2.14. Профилактические испытанияи измерения на электродвигателях должны быть организованы в соответствии с"Нормами испытания электрооборудования".

16.3. Силовые трансформаторы и масляные реакторы

16.3.1. При эксплуатациитрансформаторов (автотрансформаторов) и масляных реакторов (далее реакторов)должна быть обеспечена их длительная и надежная работа путем:

- соблюдения нагрузок, напряженийи температур в пределах установленных норм;

- поддержания характеристикмасла и изоляции в нормированных пределах;

- содержания в исправномсостоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты масла и др.

16.3.2. Трансформаторы (реакторы),оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобыкрышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, а маслопроводк расширителю - не менее 2 %. Полость выхлопной трубы должна быть соединена сполостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубедолжна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.

16.3.3. Высоко расположенные (3 м ивыше) части работающих трансформаторов и реакторов должны осматриваться состационарных лестниц с соблюдением требований ПТБ.

16.3.4. Стационарные средствапожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть висправном состоянии.

16.3.5. На баках трансформаторов иреакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные)номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктови камер.

На баки однофазныхтрансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фазы.

Трансформаторы и реакторынаружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой катмосферным воздействиям и воздействию масла.

16.3.6. Питание электродвигателейустройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, какправило, от двух источников; а для трансформаторов (реакторов) с принудительнойциркуляцией масла - с применением АВР.

16.3.7. Устройства регулированиянапряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе и, какправило, с автоматическим управлением. Их работа должна контролироваться попоказаниям счетчиков числа операций.

Переключение устройства РПНтрансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.

16.3.8. Вентиляция трансформаторныхподстанций и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всехнормированных режимах.

16.3.9. На трансформаторах иреакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) ина трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение видаЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться)одновременно с включением (отключением) трансформатора или реактора.Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от нагрузки.Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определензаводской инструкцией.

Эксплуатация трансформаторови реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройствсигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об остановевентиляторов запрещается.

16.3.10. На трансформаторах спринудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (системаохлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться придостижении температуры масла 55 °С или номинальной нагрузки независимо оттемпературы масла и отключаться при снижении температуры масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки меньшеноминального.

Условия работытрансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводскойинструкцией.

16.3.11. При масловодяном охлаждениитрансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давлениециркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/см2 (10 кПа).

Система циркуляции водыдолжна быть включена после включения масляного насоса при температуре верхнихслоев масла не ниже 15 °С и отключена при снижении температурымасла до 10 °С.

Должны быть предусмотренымеры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяныхмагистралей.

16.3.12. Масло в расширителенеработающего трансформатора (реактора) должно быть на уровне отметки,соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

16.3.13. При номинальной нагрузкетемпература верхних слоев масла должна быть (если заводом-изготовителем неоговорены другие температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ - невыше 75 °С; с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д - не выше 95 °С; у трансформаторов с охлаждением Цтемпература масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.

16.3.14. Допускается продолжительнаяработа трансформаторов (при нагрузке не более номинальной) при напряжении налюбом ответвлении обмотки до 10 % выше номинального для данного ответвления.При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.

Для автотрансформаторов сответвлениями в централи для регулирования напряжения или предназначенных дляработы с последовательными регулировочными трансформаторами допускаемоеповышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.

16.3.15. Для масляных трансформаторовдопускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинальноготока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, длятрансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематическиеперегрузки, значение и длительность которых регламентируется типовойинструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциямизаводов-изготовителей.

В автотрансформаторах, кобмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронныйкомпенсатор или нагрузка, должен быть организован контроль тока общей частиобмотки высшего напряжения.

16.3.16. В аварийных режимахдопускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального токапри всех системах охлаждения независимо от длительности и значенияпредшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы

Перегрузка по току, %                         30          45          60          75          100

Длительность перегрузки, мин           120        80          45          20          10

Сухие трансформаторы

Перегрузка по току, %                         20          30          40          50          60

Длительность перегрузки, мин           60          45          32          18          5

Допускается перегрузкамасляных трансформаторов сверх номинального тока до 40 % общейпродолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток подряд при полномиспользовании всех устройств охлаждения трансформатора, если подобнаяперегрузка не обусловлена требованиями, указанными в инструкции по эксплуатациитрансформаторов или нормативных документах.

16.3.17. При аварийном отключенииустройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиямизаводской документации.

16.3.18. Включение трансформаторовна номинальную нагрузку допускается:

- с системами охлаждения М иД при любой отрицательной температуре воздуха;

- с системами охлаждения ДЦи Ц при температурах окружающего воздуха не ниже -5 °С. При более низкихтемпературах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением нанагрузку 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижениятемпературы верхних слоев масла -25 °С, после чего должна бытьвключена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включениетрансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающеговоздуха;

- при системе охлаждения снаправленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии сзаводскими инструкциями.

16.3.19. Переключающие устройстваРПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоевмасла -20 °С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и -45 °С и выше(для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающихустройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бакатрансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

Эксплуатация устройств РПНдолжна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

16.3.20. Для каждой электроустановкив зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителейдолжно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительныхэлектросетях напряжением до 20 кВ включительно должны быть организованыизмерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже 1 раза в год; в первыйгод эксплуатации - в период максимальных и номинальных нагрузок, в дальнейшем -по необходимости.

16.3.21. Нейтрали обмоток автотрансформаторови реакторов 110 кВ и выше, а также трансформаторов 330 кВ и выше должныработать в режиме глухого заземления.

Допускается заземлениенейтрали трансформаторов, автотрансформаторов реакторов через специальныереакторы.

Трансформаторы 110 и 220 кВс испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работатьс разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обоснованиирасчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ сиспытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

16.3.22. При срабатывании газовогореле на сигнал должны быть немедленно произведены разгрузки и отключениятрансформатора (реактора) для отбора газа и выявления причин срабатываниягазового реле. Внешним осмотром и по результатам анализа газа из газового реле,хроматического анализа масла и других измерений определяется состояниетрансформатора (реактора) и возможность его дальнейшей работы.

16.3.23.автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защит отвнутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включить в работу толькопосле осмотра, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключениятрансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с егоповреждением, он может быть включен вновь без проверок.

16.3.24. Трансформаторы мощностью 1МБ×А и более и реакторы должныэксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных илиадсорбционных фильтрах.

Масло в расширителетрансформаторов (реакторов) должно быть защищено от непосредственногосоприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов иреакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнениемасла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режимаработы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна бытьорганизована в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

Масло маслонаполненныхвводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

16.3.25. Включение в сетьтрансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Трансформаторы, работающие вблоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряженияс нуля.

16.3.26. Осмотр трансформаторов(реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:

- в установках с постояннымдежурством персонала:

главных трансформаторовэлектростанций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственныхнужд и реакторов - 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов -1 раз в неделю;

- в установках, безпостоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, в трансформаторныхпунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев.

В зависимости от местныхусловий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут бытьизменены главным инженером АС.

16.3.27. Капитальные ремонты должныпроводиться:

- трансформаторовнапряжением 110-150 кВ мощностью 125 МВ×А и более, трансформаторовнапряжением 220 кВ и выше, реакторов, основных трансформаторов собственных нуждэлектростанций - не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию сучетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем - по меренеобходимости в зависимости от результатов испытаний и состояния;

- остальных трансформаторов- в зависимости от результатов испытаний и их состояния.

16.3.28. Профилактические испытаниятрансформаторов (реакторов) должны быть организованы в соответствии с"Нормами испытания электрооборудования" и заводскими инструкциями.

16.4. Распределительные устройства

16.4.1. Электрооборудованиераспределительных устройств (РУ) всех видов и напряжений должно удовлетворятьусловиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях,перенапряжениях и перегрузках.

Персонал, обслуживающий РУ,должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работыэлектрооборудования в нормальных и аварийных условиях.

РУ напряжением 330 кВ и вышедолжны быть оснащены средствами биологической защиты в виде стационарных,переносных или инвентарных экранов, а также средствами индивидуальной защиты.Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше, должен располагать картойраспределения напряженности электрического поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 мнад поверхностью земли.

16.4.2. Класс изоляцииэлектрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, аустройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.

При расположенииэлектрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадиипроектирования и эксплуатации должны быть осуществлены меры, обеспечивающиенадежную работу изоляции:

- в открытыхраспределительных устройствах (ОРУ) - усиление, обмывка, очистка, покрытиегидрофобными пастами;

- в закрытыхраспределительных устройствах (ЗРУ) - защита от проникновения пыли и вредныхгазов;

- в комплексныхраспределительных устройствах наружной установки (КРУН) - уплотнение шкафов,обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электроподогревас ручным или автоматическим управлением.

16.4.3. Температура воздуха внутрипомещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40 °С. В случае ее превышения должны быть принятымеры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

16.4.4. Должны быть приняты меры,исключающие попадание животных и птиц в помещения ЗРУ, камеры КРУ и КРУП.

Покрытие полов должно бытьтаким, чтобы не происходило образование цементной пыли.

16.4.5. Между деревьями итоковедущими частями РУ должны быть расстояния, при которых исключенавозможность перекрытия.

16.4.6. Кабельные каналы и наземныелотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выходакабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельнымиотсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.

Туннели, подвалы, каналыдолжны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать бесперебойныйотвод воды.

16.4.7. Маслоприемники, гравийныеподсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

16.4.8. Уровень масла в масляныхвыключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться впределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурыокружающего воздуха.

Масло негерметичных вводовдолжно быть защищено от увлажнения.

16.4.9. За температурой разъемныхсоединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

16.4.10. Распределительныеустройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой,предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями,короткозамыкателями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющиминожами. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянноопломбированы.

16.4.11. На столбовыхтрансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, неимеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжениядолжны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы уплощадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и такжезаперты на замок.

16.4.12. Для наложения заземлений вРУ напряжением 3 кВ и выше должны, как правило, применяться стационарныезаземляющие ножи.

Рукоятки приводовзаземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи, какправило, - в черный.

16.4.13. На дверях и внутреннихстенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых и внутренних частях КРУ наружной ивнутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной стороне панелейщитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и ихдиспетчерское наименование.

На дверях РУ должны бытьпредупреждающие знаки в соответствии с требованиями "Правил применения ииспытания средств защиты, используемых в электроустановках".

На предохранительных щиткахи/или у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающиеноминальный ток плавкой вставки.

На металлических частяхкорпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз.

16.4.14. В РУ должны находитьсяпереносные заземления, защитные и противопожарные средства.

В местах постоянногодежурства персонала должны находиться средства по оказанию первой помощипострадавшим. Места организации санитарных постов определяются приказом по АС.

16.4.15. Осмотр оборудованияраспределительных устройств без отключения от сети должен быть организован:

- на объектах с постояннымдежурством персонала: не реже 1 раза в 1 сутки; в темное время суток длявыявления разрядов, коронирования - не реже 1 раза в месяц;

- на объектах безпостоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторныхи распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 месяцев.

Внешний осмотр токопроводовдолжен проводиться на АС ежедневно. При изменении окраски оболочки токопроводдолжен быть отключен.

При неблагоприятной погоде (сильныйтуман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а такжепосле отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованыдополнительные осмотры.

О замеченных неисправностяхдолжны быть произведены записи. Неисправности должны быть устранены вкратчайший срок.

Шкафы управлениявыключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 ми более, должны иметь стационарные площадки обслуживания.

16.4.16. При обнаружении утечексжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в нихсжатого воздуха должно производиться только после снятия напряжения свыключателей с разборкой схемы разъединителями.

16.4.17. Шкафы с аппаратуройустройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управленияи распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводовмасляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводовразъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха можетбыть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

Масляные выключатели должныбыть оборудованы устройством электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемымпри понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

В масляных баковыхвыключателях, установленных в районах с низкими зимними температурамиокружающего воздуха (ниже 25-30 °С), должно применяться арктическое масло иливыключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла,включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

16.4.18. В схемах питанияэлектромагнитов управления приводов выключателей должна быть предусмотреназащита от длительного протекания тока.

16.4.19. Комплектныераспределительные устройства 6-10 кВ должны иметь быстродействующую защиту отдуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ.

16.4.20. Время между остановом ипоследующим запуском рабочих компрессоров (нерабочая пауза) должно быть неменее 60 мин для компрессоров с рабочим давлением 40-45 кгс/см2 (4,0-4,5МПа) и не менее 90 мин для компрессоров с рабочим давлением 230 кгс/см2(23 МПа).

16.4.21. Автоматическое управление,защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а такжепредохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироватьсясогласно действующим нормативным документам.

16.4.22. Осушка сжатого воздуха длякоммуникационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

Требуемая степень осушкисжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальнымкомпрессорным и номинальным рабочим давлением коммуникационных аппаратов неменее двух - для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/см2(2 МПа) и не менее четырех - для аппаратов с номинальным рабочим давлением26-40 кгс/см2 (2,6-4 МПа).

Допускаются также и другиеспособы осушки сжатого воздуха, например адсорбционные.

16.4.23. Влага из всехвоздухосборников компрессорного давления 40-45 кгс/см2 (4-4,5 МПа)должна удаляться не реже 1 раза в 3 суток, а на объектах без постоянногодежурства персонала - по утвержденному графику.

Днища воздухосборников ипредохранительный клапан должны быть утеплены и оборудованы устройствомэлектроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда приотрицательных температурах наружного воздуха.

Удаление влаги изконденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см2 (23 МПа)должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Воизбежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборников должныбыть установлены в теплоизолированной камере с электроподогревом (заисключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха).

Продувка влагоотделителяблока очистки сжатого воздуха (БОВ) должна производиться не реже 3 раз в сутки.Проверка степени осушки-точки росы воздуха на выходе из БОВ должнапроизводиться 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше -50 °С приположительной температуре окружающего воздуха и не выше -40 °С - при отрицательной температуре.

16.4.24. Резервуары воздушныхвыключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должныудовлетворять требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатациисосудов, работающих под давленном" Госгортехнадзора России.

Резервуары воздушныхвыключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органахГосгортехнадзора России не подлежат.

Внутренний осмотрвоздухосборников и баллонов компрессорного давления, а также резервуароввоздушных выключателей и других аппаратов должен проводиться не реже 1 раза в 4года, а гидравлические испытания их (кроме резервуаров воздушных выключателей идругих аппаратов) - не реже 1 раза в 8 лет.

Гидравлические испытаниярезервуаров воздушных выключателей должны проводиться в тех случаях, когда приосмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочностирезервуаров.

Внутренние поверхностирезервуаров должны иметь антикоррозионное покрытие.

16.4.25. Сжатый воздух, используемыйв воздушных выключателях и приводах других коммуникационных аппаратов, долженбыть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных враспределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем приводкаждого аппарата воздухопроводе. После окончания монтажавоздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателейи приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы.

Для предупреждениязагрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводитьсяпродувки:

- магистральныхвоздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха - не реже 1 раза в2 месяца;

- воздухопроводов отпаек отсети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюсавыключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата - послекаждого среднего и капитального ремонтов аппарата;

- резервуаров воздушныхвыключателей - после текущих и средних ремонтов, а также при нарушении режимовработы компрессорных станций.

16.4.26. У воздушных выключателейдолжна периодически проверяться бесперебойность вентиляции внутренних полостей изоляторов(для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверокдолжна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

После спуска сжатого воздухаиз резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключателя перед включениемего в сеть должна быть просушена продувкой воздуха через систему вентиляции всоответствии с требованиями заводов - изготовителей.

16.4.27. Контроль концентрацииэлегаза в помещении КРУ и ЗРУ должен производиться с помощью специальныхприборов на высоте 10-15 см от уровня пола.

Концентрация элегаза впомещении не должна превышать допустимых норм, указанных в инструкциях заводов- изготовителей аппаратов.

16.4.28. Выключатели и их приводыдолжны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях совстроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близостиот выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением(стенкой), допускается установка одного указателя - на выключателе или наприводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенноеположение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженномстенкой приводе необязательно.

Приводы разъединителей,заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и других аппаратов,отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного ивключенного положений.

16.4.29. Капитальный ремонтоборудования РУ должен производиться:

- масляных выключателей - 1 разв 6-8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтныйпериод;

- выключателей нагрузки,разъединителей и заземляющих ножей - 1 раз в 4-8 лет (в зависимости отконструктивных особенностей);

- воздушных выключателей - 1раз в 4-6 лет;

- отделителей икороткозамыкателей с открытым ножом и их приводов - 1 раз в 2-3 года;

- компрессоров - 1 раз в 2-3года;

- всех аппаратов икомпрессоров - после исчерпания ресурса независимо от продолжительностиэксплуатации.

Первый ремонт установленногооборудования должен быть проведен в сроки, указанные в технической документациизавода-изготовителя.

Ремонт разъединителейвнутренней установки, при котором требуется снятие напряжения с шин или переводприсоединений с одной системы шин на другую, может проводиться по меренеобходимости.

Периодичность ремонтов можетбыть изменена исходя из опыта эксплуатации. Изменение периодичности ремонтовосуществляется решением главного инженера АС.

16.4.30. Испытанияэлектрооборудования РУ должны быть организованы в соответствии с "Нормамииспытания электрооборудования".

16.5.Аккумуляторные батареи

16.5.1. При эксплуатацииаккумуляторных батарей должны быть обеспечены их длительная надежная работа инеобходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных иаварийных режимах.

16.5.2. При приеме вновьсмонтированной аккумуляторной батареи должны быть проверены: емкость батареитоком 10-часового разряда, качество заливаемого электролита, напряжениеэлементов в конце заряда и разряда и сопротивление изоляции батареиотносительно земли. Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достиженияими 100 % номинальной емкости.

16.5.3. Аккумуляторные батареидолжны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда с точностью поддержаниянапряжения на конечных полюсах батареи ± 1 %.

На отдельных элементахдопускается напряжение подзаряда для:

- СК Uп.з. = 2,2 ± 0,05 В.

- СК Uп.з. = 2,18 ±0,04 В.

- Vв Uп.з. = 2,23 + 0,1 В - 0,05 В.

Допускается эксплуатация аккумуляторныхбатарей с точностью поддержания напряжения подзаряда ± 2 %, при этом срокслужбы батареи сокращается.

Дополнительные элементыбатарей, постоянно не используемые в работе, должны иметь отдельное устройствоподзаряда.

16.5.4. Аккумуляторы открытогоисполнения должны обеспечивать кратковременный (не более 5 с) разряд током неболее 1,25 С10А*, при этом напряжение полностью заряженных аккумуляторов недолжно снижаться более чем на 0,4 В от напряжения в момент,предшествующий разряду.

___________

* С10 - номинальная емкость аккумулятора (А×ч), измеренная при 10-часовом разряде приноминальном токе.

Аккумуляторы закрытогоисполнения должны обеспечивать кратковременный (0,5 или 1 мин) разряд. Силатока разряда и конечное напряжение должны быть обеспечены в соответствии стехническим условием или техническим описанием (инструкцией по эксплуатациизавода-изготовителя) на аккумуляторы конкретного типа.

16.5.5. На АС 1 раз в 1-2 годадолжен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактическойемкости (в пределах номинальной емкости).

Для систем важных длябезопасности контрольный разряд осуществляется при выводе в плановый ремонтуказанных систем.

Значение тока разряда каждыйраз должно быть одно и то же. Результаты измерений при контрольных разрядахдолжны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать иразряжать батарею допускается током, значение которого не выше максимальногодля данной батареи.

16.5.6. Приточно-вытяжнаявентиляция помещения аккумуляторных батарей на электростанциях должна бытьвключена перед началом заряда батареи и отключена после полного удаления газов,но не раньше чем через 1,5 ч после окончания заряда.

Порядок эксплуатации системывентиляции в помещениях аккумуляторных батарей должен быть определен местнойинструкцией с учетом конкретных условий.

16.5.7. После аварийного разрядабатареи на электростанции последующий ее заряд до емкости, равной 90 %номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч.

16.5.8. При применениивыпрямительных устройств для подзаряда и заряда аккумуляторных батарей цепипеременного и постоянного тока должны быть связаны через разделительныйтрансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствамисигнализации об отключении.

16.5.9. Все сборки и кольцевыемагистрали постоянного тока должны быть обеспечены резервным питанием.

16.5.10. Сопротивление изоляцииаккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно бытьследующим:

Напряжение аккумуляторнойбатареи, В         220          110          60         48                                                                                   24

Сопротивление изоляции, кОмне менее         100          50            30         25                                                                                   15

Устройство для контроляизоляции на типах постоянного оперативного тока должно действовать на сигналпри снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до уставки 20 кОм в сети220 В, 10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети24 В.

В условиях эксплуатациисопротивление изоляции сети постоянного оперативного тока должно быть не нижедвухкратного значения уставки устройства контроля изоляции.

16.5.11. При срабатывании устройствасигнализации в случае снижения уровня изоляции относительно земли в цепиоперативного тока должны быть немедленно приняты меры к устранениюнеисправностей. При этом производство работ без снятия напряжений в этой сети,за исключением поисков места повреждения изоляции, запрещается.

16.5.12. Анализ электролитакислотной аккумуляторной батареи должен проводиться ежегодно по пробам, взятымиз контрольных элементов. Количество контрольных элементов должно быть установленоглавным инженером АС в зависимости от состояния батарей, но не менее 10 %.Контрольные элементы должны ежегодно меняться. При контрольном разряде пробыэлектролита должны отбираться в конце разряда.

Для доливки должнаприменяться дистиллированная вода в соответствии с требованиямизавода-изготовителя.

Для уменьшения испарениябаки аккумуляторных батарей типов С и СК должны накрываться пластинами изстекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию сэлектролитом. Использование масла для этой цели запрещается.

16.5.13. Температура в помещенииаккумуляторной батареи должна поддерживаться на уровне 20 ± 5 °С.

16.5.14. На дверях помещенияаккумуляторной батареи должны быть надписи: "Аккумуляторная","Огнеопасно", "С огнем не входить", "Курениезапрещается" или вывешены соответствующие знаки безопасности согласно ГОСТ12.4.026 о запрещении пользоваться открытым огнем и курить.

16.5.15. Осмотр аккумуляторныхбатарей должен производиться по графику, утвержденному главным инженером АС.

Измерения напряжения,плотности и температуры электролита каждого элемента должны выполняться не реже1 раза в месяц.

16.5.16. Обслуживание аккумуляторныхбатарей на электростанциях должно быть возложено на аккумуляторщика илиспециально обученного электромонтера (с совмещением профессии). На каждойаккумуляторной батарее должен быть журнал для записи данных осмотров и объемовпроведенных работ.

16.5.17. Персонал, обслуживающийаккумуляторную батарею, должен быть обеспечен:

- приборами для контролянапряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита;

- специальной одеждой испециальным инвентарем согласно типовой инструкции.

16.5.18. Ремонт открытойаккумуляторной батареи производится по мере необходимости.

16.5.19. Аккумуляторные батареидолжны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями по эксплуатации,введенными в действие в установленном на АС порядке.

16.6. Силовые кабельные линии

16.6.1. При эксплуатации силовыхкабельных линий должны проводиться техническое обслуживание и ремонтныемероприятия, направленные на обеспечение их надежной работы.

16.6.2. Для каждой кабельной линиипри вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовыенагрузки. Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшимитепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузокдопускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будетпревышать допустимый государственными стандартами и техническими условиями. Приэтом нагрев кабелей должен проверяться на участках с наихудшими условиямиохлаждения.

16.6.3. В кабельных сооруженияхдолжен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работыкабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.

Температура воздуха внутрикабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время должна быть выше температурынаружного воздуха не более чем на 10 °С.

16.6.4. На период послеаварийного режимадопускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией нанапряжение до 10 кВ и кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридногопластика - на 15 %, для кабелей с изоляцией из резины и вулканизированногополиэтилена - на 18 % длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более6 ч в сутки, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды непревышает длительно допустимой.

Для кабелей, находящихся вэксплуатации более 15 лет, кратность перегрузки должна быть снижены до 1,1.

Перегрузка кабелей спропитанной бумажной изоляцией на напряжение 10 и 35 кВ запрещается.

Перегрузка кабельных линийна напряжение 110 кВ и выше должна регламентироваться нормативными документами.

16.6.5. Для каждой маслонаполненнойлинии или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линиидолжны быть установлены пределы допустимых изменений давления масла. Приотклонениях от них кабельная линия должна быть отключена, и ее включениеразрешается только после выявления и устранения причин нарушений.

16.6.6. Пробы масла измаслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей спластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше должны отбираться передвключением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3года и в последующем 1 раз в 6 лет.

16.6.7. При сдаче в эксплуатациюкабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотреннойСНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданыэнергопредприятию:

- исполнительный чертежтрассы с указанием мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабах1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;

- скорректированный проекткабельной линии, который для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше долженбыть согласован с заводом - изготовителем кабелей и эксплуатирующейорганизацией;

- чертеж кабельной линии вместах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий нанапряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6-10кВ;

- акты состояния кабелей набарабанах и, в случаях необходимости, протоколы разборки и осмотра образцов(для импортных кабелей разборка обязательна);

- кабельный журнал;

- инвентарная опись всех элементовкабельной линии;

- акты строительных искрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземнымикоммуникациями;

- акты на монтаж кабельныхмуфт;

- акты приемки траншеи,блоков, труб, каналов под монтаж;

- акты на монтаж устройствпо защите кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результатыкоррозионных испытаний в соответствии с проектом;

- протокол испытанияизоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;

- результаты измерениясопротивления изоляции;

- акты осмотра кабелей,проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

- протокол прогрева кабелейна барабанах перед прокладкой при низких температурах;

- акт проверки и испытанияавтоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарнойсигнализации.

Кроме перечисленнойдокументации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ ивыше монтажной организацией должны быть дополнительно переданыэнергопредприятию:

- исполнительные высотныеотметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110-220 кВ низкогодавления);

- результаты испытаний маславо всех элементах линий;

- результаты пропиточныхиспытаний;

- результаты опробования ииспытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

- результаты проверки системсигнализации давления;

- акты об усилиях тяженияпри закладке;

- акты об испытанияхзащитных покровов повышенным напряжением после прокладки;

- протоколы заводскихиспытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;

- результаты испытанийустройств автоматического подогрева муфт;

- результаты измерения токапо токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы;

- результаты измеренияемкости жил кабелей;

- результаты измеренияактивного сопротивления изоляции;

- результаты измерениясопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

При сдаче в эксплуатациюкабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданызаказчику:

- кабельный журнал,

- скорректированный проектлинии,

- акты,

- протоколы испытаний иизмерений.

16.6.8. Прокладка и монтажкабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств ипередаваемых в эксплуатацию АС, должны быть выполнены под техническим надзороматомной станции.

16.6.9. Нагрузки кабельных линийдолжны измеряться периодически в сроки, установленные главным инженером АС.

На основании данных этихизмерений должны уточняться режимы и схемы работы кабельных сетей.

Требования этого пунктараспространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шинраспределительных устройств электростанций и подстанций.

16.6.10. Осмотры кабельных линийдолжны проводиться 1 раз в следующие сроки, мес.:

 

Напряжения кабеля, кВ

 

До 35

110-500

Трассы кабелей, проложенных в земле

3

1

Трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием на территории городов

12

-

Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам

6

3

Подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации - по местным инструкциям)

-

1

Кабельные колодцы

24

3

Осмотр кабельных муфтнапряжением выше 1000 В должен производиться при каждом осмотреэлектрооборудования.

Осмотр подводных кабелей долженпроводиться в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.

Периодически должныпроводиться выборочные контрольные осмотры кабельных линийинженерно-техническим персоналом.

В период паводков и послеливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой проводятсявнеочередные осмотры.

О выявленных при осмотрахнарушениях на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов инеполадок. Нарушения должны устраняться в кратчайший срок.

16.6.11. Туннели, шахты, кабельныеэтажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативнымобслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на электростанцияхи подстанциях без постоянного оперативного обслуживания - в сроки,установленные главным инженером АС.

16.6.12. Технический надзор иэксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения,установленных в кабельных сооружениях, должны осуществляться в соответствии стребованиями норм и правил, действующих в атомной энергетике.

16.6.13. Устройство в кабельныхпомещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских,инструментальных, кладовых и т.д.), а также хранение в них каких-либоматериалов и оборудования запрещается.

16.6.14. В районах сэлектрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельнаялиния может быть принята в эксплуатацию только после осуществления ееантикоррозионной защиты.

В этих районах на кабельныхлиниях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематическикорректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельныхучастков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организованасовместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятиепотенциальных диаграмм потребуется.

Потенциалы кабелей должныизмеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей струбопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участкахкабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговымизащитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионногопокрытия в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации силовых кабельныхлиний" и "Нормами испытаний электрооборудования".

При обнаружении на кабельныхлиниях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии,почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению.

За установленными защитнымиустройствами должно быть установлено регулярное наблюдение.

16.6.15. Раскопки кабельных трассили земляные работы вблизи них должны проводиться с письменного разрешенияэнергопредприятия.

16.6.16. Производство раскопокземлеройными машинами на расстоянии ближе 1 м от кабеля, а также применениеотбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта, над кабелями на глубинуболее 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей запрещается.

Применение ударных ивибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей.

Перед началом работ должнобыть проведено под надзором персонала энергопредприятия контрольное вскрытиетрассы.

Для производства взрывныхработ должны быть выданы дополнительные технические условия.

16.6.17. Предприятия электросетейдолжны периодически оповещать организации и население района, где проходяткабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс.

16.6.18. Кабельные линии должныпериодически подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжениемпостоянного тока в соответствии с "Нормами испытанияэлектрооборудования".

Необходимость внеочередныхиспытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных свскрытием трасс, определяется руководством энергопредприятия, района,предприятия электросетей.

16.6.19. Для предупрежденияэлектрических пробоев на вертикальных участках кабелей напряжением 20-35 кВвследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять илиустанавливать на них стопорные муфты.

На кабельных линияхнапряжением 20-35 кВ с кабелями с нестекающей пропиточной массой ипластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительногонаблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодическойзамены не требуется.

16.6.20. При надзоре за прокладкой ипри эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращатьсяособое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозныепорывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.

16.6.21. Предприятия кабельных сетейдолжны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения местповреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными ииспытательными установками.

16.6.22. Образцы поврежденныхкабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторнымисследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий поих предотвращению.

16.7. Релейная защита и электроавтоматика

16.7.1. Силовое электрооборудованиеАС, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканийи нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическимивыключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, втом числе автоматического регулирования.

Устройства релейной защиты иэлектроавтоматики (РЗА), в том числе противоаварийной автоматики, должны бытьпостоянно включены, кроме устройств, которые должны выводиться из работы всоответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы иусловиями селективности.

Устройства аварийной ипредупредительной сигнализации должны быть всегда готовы к действию.

16.7.2. В эксплуатации должна бытьобеспечена нормальная работа аппаратуры релейной защиты, электроавтоматики ивторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонениярабочих параметров от номинальных и др.).

16.7.3. Все случаи срабатывания иотказа срабатывания устройств РЗА, а также выявленные в процессе ихэксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться и учитываться вустановленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены.

О каждом случае неправильногосрабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленныхдефектах схем и аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведениикоторой находится устройство, должна быть проинформирована.

16.7.4. На панелях РЗА и шкафахдвустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевойи оборотной стороне должны быть надписи, указывающие их назначение всоответствии с диспетчерскими наименованиями; на установленной на панелях,пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратуре с обеих сторон должны бытьнадписи или маркировка согласно схемам.

На устройствах, которымиуправляет оперативный персонал (переключающие устройства, сигнальные реле илампы, испытательные блоки и др.), должны быть соответствующие надписи.

На панели с аппаратурой,относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одногоприсоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены четкиеразграничительные линии и должна быть обеспечена возможность установки огражденияпри проверке отдельных устройств РЗА.

16.7.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находитьсяпод напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений.При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся вработе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защитуэлектрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если этоусловие не выполняется, должна быть осуществлена временная защита илиприсоединение должно быть отключено.

16.7.6. При наличиибыстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказавыключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования послеремонтов или нахождения без напряжения, а также операции по переключениюразъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенныхв действие этих защитах; если их невозможно ввести в действие, необходимоввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бынеселективную.

16.7.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепейотносительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически несвязанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должноподдерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм.

Сопротивление изоляциивторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся ототдельного источника или через разделительный трансформатор, должноподдерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляцииизмеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000-2500 В, а во второмслучае - 500 В.

При проверке изоляциивторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующимиинструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств.

16.7.8. При включении после монтажаи первом профилактическом испытании изоляция относительно земли электрическисвязанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, атакже между электрически не связанными цепями, находящимися в пределах однойпанели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 Ви ниже, должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1мин.

Кроме того, напряжением 1000В в течение 1 мин должна быть испытана изоляция между жилами контрольногокабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами ссерьезными последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемыхкак источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока сноминальным значением тока 1 А и т.п.).

В последующей эксплуатацииизоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должнаиспытываться при профилактических восстановлениях напряжением 1000 Впеременного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В сиспользованием мегаомметра или специальной установки. Испытание изоляции цепейнапряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измерения по п. 16.7.7.

16.7.9. Вновь смонтированныеустройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнутыналадке и приемочным испытаниям.

Разрешение на ввод новыхустройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью вжурнале релейной защиты и электроавтоматики.

16.7.10. В службе РЗА на устройстваРЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническаядокументация:

- паспорта-протоколы;

- инструкции илиметодические указания по наладке и проверке;

- технические данные обустройствах в виде карт уставок и характеристик;

- принципиальные, монтажныеили принципиально-монтажные схемы.

Результаты техническогообслуживания, дата проверки, конкретные данные об отклонениях от нормы должныбыть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗАпри необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).

16.7.11. Вывод из работы устройствРЗА должен быть оформлен в соответствии с п. 17.4.2.; 17.4.5.; 17.4.6. и 17.4.10.

При угрозе неправильногосрабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 16.7.5. безразрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим сообщением ему(в соответствии с местной инструкцией) и последующим оформлением заявки всоответствии с п.17.4.6.

16.7.12. Реле, аппараты и вспомогательныеустройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативныйперсонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехническойлаборатории электроцехов АС (ЭЛТ), эксплуатирующим эти устройства или по ихуказанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗАдолжен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверкесоответствующих устройств.

16.7.13. На сборках (рядах) зажимовпультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственнойблизости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение илиотключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или вцепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).

16.7.14. При работе на панелях и вцепях управления, релейной защиты и электроавтоматики должны быть приняты мерыпредосторожности против ошибочного отключения оборудования. Работы должнывыполняться только изолированным инструментом.

Выполнение этих работ безисполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая илиспециальная программы) запрещается.

По окончании работ должныбыть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряженияи оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены,как правило, путем опробования в действии.

16.7.15. Работы в устройствах РЗА,которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или другихприсоединений, а также иные непредусмотренные воздействия, должны производитьсяпо разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

16.7.16. Контроль правильностиположения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательныхблоков; контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепяхуправления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся нааппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов;опробование выключателей и прочих аппаратов; обмен сигналами высокочастотныхзащит; измерения контролируемых параметров устройств высокочастотноготелеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотнойаппаратуры противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин иустройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небаланса вразомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование устройствавтоматического повторного включения, автоматического включения резерва ификсирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов и т.п. долженосуществлять оперативный персонал.

Периодичность контроля,порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм должны бытьустановлены местными инструкциями.

16.7.17. Персонал служб РЗА иэлектротехнических лабораторий АС должен периодически осматривать все панели ипульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации,обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств(рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек испытательных блокови соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования.

Периодичность осмотровдолжна быть установлена руководством предприятия.

Независимо от периодическихосмотров персоналом службы РЗА оперативный персонал должен нестиответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми емуразрешено выполнять операции.

16.7.18. Устройства РЗА и вторичныецепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные вдействующих правилах и инструкциях.

После неправильногосрабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны быть проведеныдополнительные (послеаварийные) проверки.

16.7.19. Провода, присоединенные ксборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам.Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления ипересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концысвободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

16.7.20. При устранении поврежденийконтрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жилдолжно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощьюпредназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны бытьзарегистрированы.

Кабели с поливинилхлориднойи резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, с помощью эпоксидныхсоединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеляв среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений.

16.7.21. При применении контрольныхкабелей с изоляцией, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света имасла, на участках жил от зажимов до концевых разделок должно бытьдополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.

16.7.22. Вторичные обмоткитрансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены.Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтровприсоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

16.7.23. Установленные наэлектростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорениемзаписи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе ихустройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) идругие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определениямест повреждения на линиях электропередачи, должны быть всегда готовы кдействию. Ввод и вывод из работы указанных устройств должны осуществляться позаявке.

16.7.24. В цепях оперативного токадолжна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителейи автоматических выключателей).

Автоматические выключатели,колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и тока.

16.7.25. Для выполнения оперативнымперсоналом на панелях в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей,накладок испытательных блоков и других приспособлений должны применятьсятаблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов.

Об операциях по этимпереключениям должна быть сделана запись в оперативный журнал.

16.7.26. На щитах управленияэлектростанций и подстанций, а также на панелях переключающие устройства вцепях РЗА и противоаварийной автоматики должны быть расположены наглядно, аоднотипные операции с ними должны производиться одинаково.

16.8. Заземляющие устройства

16.8.1. Заземляющие устройствадолжны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защитыэлектроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.

Все металлические частиэлектрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжениемвследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

16.8.2. При сдаче в эксплуатациюзаземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кромедокументации, указанной в п. 11.2.18., должны быть представлены протоколыприемо-сдаточных испытаний этих устройств.

16.8.3. Каждый элемент установки,подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлению или заземляющеймагистрали посредством заземляющего проводника.

Последовательное соединениес заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.

16.8.4. Присоединение заземляющихпроводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциямдолжно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушныхлиний электропередачи - сваркой или болтовым соединением.

16.8.5. Заземляющие проводникидолжны быть предохранены от коррозии.

Открыто проложенныезаземляющие проводники должны иметь черную окраску.

16.8.6. Для определения техническогосостояния заземляющего устройства периодически проводятся:

- внешний осмотр видимойчасти заземляющего устройства;

- осмотр с проверкой цепимежду заземлителем и заземляемыми элементами (отсутствие обрывов инеудовлетворительных контактов в проводке, соединяющей аппарат с заземляющимустройством);

- измерение сопротивлениязаземляющего устройства;

- проверка цепи фаза-нуль;

- проверка надежностисоединений естественных заземлителей;

- выборочное вскрытие грунтадля осмотра элементов заземляющего устройства, находящегося в земле (не реже 1раза в 12 лет);

- в установках до 1000 Впроверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль;

- измерение напряженияприкосновения у заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжениеприкосновения.

16.8.7. Внешний осмотр заземляющегоустройства проводится вместе с осмотром электрооборудования РУ,трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, а также цеховых идругих электроустановок.

Об осмотрах, обнаруженныхнеисправностях и принятых мерах должны быть сделаны соответствующие записи вжурнале осмотра заземляющих устройств или в оперативном журнале.

Измерение сопротивлениязаземляющих устройств должно проводиться:

- после монтажа,переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях,подстанциях и линиях электропередачи;

- при обнаружении натросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушенияизоляторов электрической дугой;

- на подстанциях воздушныхраспределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже - не реже 1 раза в 12 лет.

В сетях напряжением 35 кВ иниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильнымиразрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов - не реже 1раза в 6 лет; выборочно на 2 % железобетонных и металлических опор в населеннойместности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми илиплохо проводящими грунтами - не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должнывыполняться в периоды наибольшего высыхания грунта.

16.8.8. Измерение напряженийприкосновения по п.16.8.6. должны проводиться после монтажа, переустройства, икапитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет.Измерения должны выполняться при присоединенных естественных заземлителях итросах ВЛ.

16.8.9. Выборочная проверка на ВЛсо вскрытием грунта по п. 16.8.6. должна проводиться на 2 % опор сзаземлителями. Для заземляющих устройств и заземлителей опор ВЛ, подверженныхинтенсивной коррозии, должна быть установлена более частая периодичностьвыборочных вскрытий грунта по решению главного инженера энергопредприятия.

16.8.10. На каждое находящееся вэксплуатации заземляющее устройство должен иметься паспорт, содержащий схемузаземления, основные технические данные, данные о результатах проверкисостояния заземляющего устройства, характере ремонтов и изменениях, внесенных вданное устройство.

16.9. Защита от перенапряжений

16.9.1. На АС должны быть схемызащиты от перенапряжений каждого распределительного устройства.

На каждое ОРУ должны бытьсоставлены очертания защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт,металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий,в зонах которых попадают токоведущие части.

16.9.2. Подвеска проводов ВЛнапряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных,высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневыхмолниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а такжеподводка этих линий к взрывоопасным помещениям запрещается.

На указанных линиях должныприменяться кабели с металлическими оболочками или провода в металлическихтрубах в земле.

16.9.3. Ежегодно перед грозовымсезоном должна проводиться проверка состояния защиты от перенапряженийраспределительных устройств и линий электропередачи и обеспечиваться готовностьзащиты от грозовых и внутренних перенапряжений.

16.9.4. Ограничители перенапряженийи вентильные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены.

В ОРУ допускается отключениена зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников,предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений в районах сураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивнымзагрязнением.

16.9.5. Профилактические испытаниявентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений должныпроводиться в соответствии с действующими "Нормами испытанияэлектрооборудования".

16.9.6. Трубчатые разрядники изащитные промежутки должны осматриваться при обходах линий электропередачи.Срабатывание разрядников должно быть отмечено в обходных листах. Проверкатрубчатых разрядников со снятием с опор должна проводиться 1 раз в 3 года.

Верховой осмотр без снятия сопор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников,установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться по местныминструкциям.

Ремонт трубчатых разрядниковдолжен проводиться по мере необходимости в зависимости от результатов провероки осмотров.

16.9.7. В сетях с изолированнойнейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных икабельных линий электропередачи с замыканием на землю. К отысканию местаповреждения персонал должен приступать немедленно и устранять повреждение вкратчайший срок.

В сетях генераторногонапряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокогонапряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии с п. 16.1.22.

16.9.8. Компенсация емкостного токазамыкания на землю дугогасящими аппаратами должна применяться при емкостныхтоках, превышающих следующие значения:

Номинальное напряжение сети,кВ             6            10               15-20            35 и выше

Емкостной ток замыкания наземлю, А      30          20               15                 10

В сетях 6-35 кВ с ВЛ нажелезобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящиеаппараты при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Для компенсации емкостныхтоков замыкания на землю в сетях должны применяться заземляющие дугогасящиеаппараты с ручным или автоматическим регулированием.

Измерение емкостных токов,токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещениянейтрали должны проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих аппаратов изначительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

16.9.9. Мощность дугогасящихаппаратов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ееперспективного развития.

Заземляющие дугогасящиеаппараты должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемойсетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящихаппаратов на тупиковых подстанциях запрещается.

Дугогасящие аппараты должныбыть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов через разделители.

Для подключения дугогасящихаппаратов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемойсоединения обмоток звезда-треугольник.

Подключение дугогасящихаппаратов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, запрещается.

Ввод дугогасящего аппарата,предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющимконтуром через трансформатор тока.

16.9.10. Дугогасящие аппараты должныиметь резонансную настройку.

Допускается настройка сперекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землюдолжна быть не более 5 А, а степень расстройки - не более 5 %. Еслиустановленные в сетях 6-20 кВ дугогасящие аппараты имеют большую разность токовсмежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыканияна землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землюменее 15 А допускается степень расстройки не более 10 %.

Разрешается применениенастройки с недокомпенсацией и кабельных и воздушных сетях при условии, чтоаварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при обрывепроводов или перегорании плавких предохранителей) не приводят к появлениюнапряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения.

16.9.11. В сетях, работающих скомпенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75 %фазного напряжения. При отсутствии в сети замыкания на землю напряжениесмещения централи допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и невыше 30 % в течение 1 ч.

Снижение напряжения несимметриии смещения нейтрали до указанных значений должны быть осуществленывыравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимногоположения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотнойсвязи между фазами линий).

При подключении к сетиконденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихсямашин должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительноземли.

Пофазные включения и отключениявоздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещениянейтрали, превышающему указанные значения, запрещаются.

16.9.12. При применении дугогасящихаппаратов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определятьсяпо измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показателинастройки должны выбираться на основании результатов измерений тока замыканияна землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещениянейтрали.

16.9.13. На подстанциях 110-220 кВдля предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещенийнейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должныначинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную системушин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220. Нейтраль питающеготрансформатора должна быть заземлена перед отделением от сети ненагруженнойсистемы шин с трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220.

Распределительные устройства150-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями,контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены навозможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключенияхсистемы шин. При необходимости должны быть приняты меры к предотвращениюферрорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях6-35 кВ в случае необходимости должны быть приняты меры к предотвращениюферрорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

16.9.14. Неиспользуемые обмоткинизшего (среднего) напряжения трансформаторов и автотрансформаторов должны бытьсоединены в звезду или в треугольник и защищены от перенапряжений.

Защита неиспользуемыхобмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокогонапряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками, присоединеннымик вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряженияпостоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м.

Защита неиспользуемых обмотокнизшего и среднего напряжения в других случаях должна быть осуществленазаземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками,присоединенными к вводу каждой фазы.

16.9.15. В сетях напряжением 110 кВ ивыше разземление нейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов, а также выбордействия релейной защиты и системной автоматики должны быть осуществлены такимобразом, чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях невыделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.

Защита от перенапряженийнейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, должнабыть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений.

16.9.16. В сетях 110-750 кВ приоперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряженияпромышленной частоты (50 Гц) на оборудовании должно быть не выше значений,указанных в табл. 2.5.Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения,образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих других частоты.

В числителях таблицы указанызначения для изоляции фаза-земля в долях амплитуды наибольшего рабочегофазового напряжения, в знаменателях - для изоляции фаза-фаза в долях амплитудынаибольшего рабочего междуфазного напряжения.

Значения для изоляциифаза-фаза относятся только к трехфазным силовым трансформаторам, шунтирующимреакторам и электромагнитным трансформаторам напряжения, а также к аппаратам втрехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на однойраме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешнеймеждуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ.

При длительности tповышения напряжения, промежуточной между двумя значениями, приведенными в табл. 2.5,допустимое повышение напряжения равно указанному для большего из этих двухзначений длительности. При 0,1 £ t £ 0,5 с допускается повышениенапряжения, равное

U(1с) + 0,3 ´[U(0,1с)- U(1c)],

где U(1с) и U(0,1с) - допустимые повышениянапряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 с.

При одновременномвоздействии повышения напряжения на несколько видов оборудования допустимым дляэлектроустановки в целом является значение, наинизшее из нормированных для этихвидов оборудования.

Количество повышенийнапряжения продолжительностью 1200 с должно быть не более 50 в течение 1 года.Количество повышений напряжения продолжительностью 20 с должно быть не более100 за срок службы электрооборудования, указанной в государственном стандарте,или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышенийнапряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 в течение 1 года и неболее 2 в течение 1 суток.

Таблица 2.5

Допустимое повышениенапряжения промышленной частоты оборудования в электросетях 110-750 кВ

Оборудование

Номинальное напряжение, КВ

Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с

1200

20

1

0,1

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы*

110-500

1,10

1,25

1,90

2,00

 

1,10

1,25

1,50

1,58

Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения

110-330

1,15

1,35

2,00

2,10

 

1,15

1,35

1,50

1,58

500

1,15

1,35

2,00

2,08

 

1,15

1,35

1,50

1,58

Коммутационные аппараты**, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры

110-500

1,15

1,60

2,20

2,40

 

1,15

1,60

1,70

1,80

Вентильные разрядники всех типов

110-220

1,15

1,35

1,38

 

Вентильные разрядники типа РВМГ

330-500

1,15

1,35

1,38

 

Вентильные разрядники типа РВМК

330-500

1,15

1,35

1,45

 

Вентильные разрядники типа РВМК-11

330-500

1,15

1,35

1,70

 

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы*

750

1,10

1,25

1,67

1,76

Шунтирующие реакторы, коммуникационные аппараты**, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры

750

1,10

1,30

1,88

1,98

Вентильные разрядники

750

1,15

1,35

1,40

-

_________

* Независимо от значений, указанных в таблице,по условию нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряженияустановленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1.15,при 20 с - до 1,3.

** Независимо от значений, указанных втаблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателядолжно быть ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии принесимметричном КЗ - до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя,указанного в технических условиях) для оборудования 110-220 кВ и до 3,0 - дляоборудования 330-750 кВ, по условию отключения незагруженной линии - до 2,8 дляоборудования 330-750 кВ.

Промежуток времени междудвумя повышениями напряжения длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1ч. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место 2 раза (с часовыминтервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раздопускается только лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации,но не раньше чем через 4 ч.

Количество повышенийнапряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано. Не регламентировано такжеколичество повышений напряжения для вентильных разрядников.

Для предотвращения повышениянапряжения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указанпорядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи 330-750кВ и линий 110-220 кВ большой длины. Для линий 330-750 кВ и тех линий 110-220кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должнабыть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.

В схемах, в том числепусковых, в которых при плановых включениях линии возможно повышение напряженияболее 1,1, а при автоматических отключениях более 1,4 наибольшего рабочего,рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значенийи продолжительность повышения напряжения.

16.10. Средства электрических измерений

16.10.1. Надзор за состояниемсредств электрических измерений осуществляют метрологические службы илиподразделения, выполняющие функции метрологической службы на АС. Техническое обслуживаниеи ремонт средств электрических измерений возлагается на ремонтные подразделенияАС по закрепленным видам измерений.

16.10.2. Метрологическое обеспечениесредств электрических измерений должно соответствовать п. 11.9. настоящих "Основныхправил обеспечения эксплуатации АС".

Запрещается эксплуатироватьсредства измерений, не прошедшие поверки, и калибровки в соответствии стребованиями НД Государственной метрологической службы РФ.

16.10.3. Все средства электрическихизмерений должны устанавливаться и эксплуатироваться в условиях, отвечающихтребованиям стандартов, ТУ и заводских инструкций на эти средства измерений.

16.10.4. Средства электрическихизмерений на трансформаторах связи и линиях напряжением 330 кВ и выше,отходящих от электростанций и подстанции с дежурством персонала, должны бытьотдельными для каждого присоединения; объединение этих измерений на общийприбор для вызывного контроля не разрешается. Для остальных измерений (в томчисле дублирующих основные) допускается применение вызывных систем или другихсредств централизованного контроля.

16.10.5. На стационарных средствахэлектрических измерений, по которым контролируется режим работы оборудования илиний электропередачи, должна наноситься отметка, соответствующая номинальномузначению измеряемой величины.

16.10.6. Каждый электрическийсчетчик должен иметь надпись, указывающую присоединение, на которомпроизводится учет электроэнергии.

16.10.7. Расход электроэнергии насобственные нужды АС должен учитываться на рабочих и резервных питающихэлементах собственных нужд по расчетным счетчикам.

16.10.8. Наблюдение за нормальнойработой средств электрических измерений, в том числе за работой регистрирующихприборов (смена бумаги, доливка чернил, сверка времени) и приборов савтоматическим ускорением записи в аварийных режимах, на АС ведет дежурный илиоперативно-ремонтный персонал.

16.10.9. Персонал, обслуживающийоборудование, на котором установлены средства электрических измерений(электроизмерительные приборы, счетчики, преобразователи и т.п.), несетответственность за их сохранность.

16.11. Освещение

16.11.1. Рабочее и аварийноеосвещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должнообеспечивать освещенность согласно ведомственных нормам и "Санитарнымнормам проектирования промышленных предприятий".

Светильники аварийногоосвещения должны отличаться от светильников рабочего освещения отличительнымизнаками или окраской. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооруженийдолжно соответствовать "Правилам маркировки и светоограждения высотныхпрепятствий".

16.11.2. В помещениях главного,центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а такжена диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечиватьна фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк; 1-2 лампы должныбыть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы ивключены круглосуточно.

16.11.3. Аварийное и рабочееосвещение в нормальном режиме должно питаться от общего источника. Приотключении общего источника питания на электростанциях и подстанциях спостоянным дежурством персонала и на диспетчерских пунктах аварийное освещениедолжно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другойнезависимый источник питания.

Присоединение к сетиаварийного освещения переносных трансформаторов и других видов нагрузок, неотносящихся к этому освещению, запрещается.

Питание сети освещения посхемам, отличным от проектных, запрещается.

Сеть аварийного освещениядолжна быть без штепсельных розеток.

16.11.4. Переносные ручныесветильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжением не выше 42В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В.

Вилки 12-42 В не должныподходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указаниемнапряжения.

16.11.5. Установка ламп мощностьюбольше допустимой для данного типа светильников запрещается. Снятиерассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток запрещается.

16.11.6. Сеть освещения АС должнаполучать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов,обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимыхпределах.

Напряжение на лампах должнобыть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сетивнутреннего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5 %номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийногоосвещения и в сети 12-42 В - не более 10 %.

16.11.7. В коридорахраспределительных устройств, имеющих два выхода, и в проходных туннеляхосвещение должно быть выполнено с двусторонним управлением.

16.11.8. На щитах и сборкахосветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) должны бытьнадписи с наименованием присоединения, а на предохранителях - с указаниемзначения тока плавкой вставки.

16.11.9. У дежурного персоналадолжны быть схемы сети освещения и запас плавких калиброванных вставок и лампвсех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персоналдаже при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переноснымиэлектрическими фонарями.

16.11.10. Очистку светильников долженвыполнять по графику специально обученный персонал. Периодичность очисткидолжна быть установлена с учетом местных условий.

Смену ламп и плавкихвставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях должен проводитьперсонал электроцеха или специально обученный персонал других цехов. Впомещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживаниясветильников с соблюдением мер безопасности.

16.11.11. Осмотр и проверкаосветительной сети должны проводиться в следующие сроки:

- проверка действия автоматааварийного освещения - не реже 1 раза в месяц в дневное время;

- проверка исправностиаварийного освещения при отключении рабочего освещения - 2 раза в год;

- измерение освещенностирабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

- испытание изоляциистационарных трансформаторов 12-42 В - 1 раз в год, светильников 12-42 В - 2раза в год.

Обнаруженные при проверке иосмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

16.11.12. Проверка состояниястационарного оборудования и электропроводки аварийного и рабочего освещения,испытание и измерение сопротивления изоляции должны проводиться при пуске вэксплуатацию, а в дальнейшем - по графику, утвержденному главным инженеромэнергопредприятия.

16.12. Система аварийного электроснабжения

16.12.1. Система аварийногоэлектроснабжения (САЭ) энергоблока АС должна обеспечивать электроснабжениепотребителей систем безопасности АС во всех режимах работы АС, в том числе припотере рабочих и резервных источников питания от энергосистемы, имея в своемсоставе автономные источники электропитания, распределительные и коммутационныеустройства.

16.12.2. САЭ АС должнаэксплуатироваться в соответствии с требованиями:

- Общих положений поустройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций;

- Руководства потехническому обслуживанию резервных дизельных электрических станций АС;

- "Типовых инструкцийпо испытаниям и опробованиям дизель-генераторов...", а также другихнормативных документов, действующих в атомной энергетике.

16.12.3. САЭ АС должна быть принятав эксплуатацию до физического пуска энергоблока.

16.12.4. Приемка в эксплуатацию САЭАС осуществляется после успешного проведения комплексных испытаний, включающихпроверку подсистем (элементов) САЭ: агрегатов бесперебойного питания,аккумуляторных батарей, дизель-генераторов, автоматики и ступенчатого пускамеханизмов при обесточении собственных нужд АС, обратимыхдвигателей-генераторов.

16.12.5. САЭ АС должна находиться врежиме постоянной готовности к обеспечению электроснабжения систембезопасности, который включает в себя:

- проведение регулярныхосмотров оперативным персоналом находящегося в работе оборудования и контрольза его состоянием по проектным средствам измерений и диагностики;

- периодическиеосвидетельствования и проведение периодических испытаний оборудования САЭ на соответствиепроектным показателям в режимах, максимально имитирующих аварийные или близкиек ним, если условия безопасности ограничивают возможность прямых и полныхпроверок.

16.12.6. Состояние САЭ во всех эксплуатационныхи аварийных режимах энергоблока, на всех местах управления и контроля должноконтролироваться и отображаться в полном объеме в соответствии с проектом.

16.12.7. Дизель-генераторы резервнойдизель-электростанции (РДЭС) в режиме "ожидание" должны находиться впостоянной готовности к автоматическому и дистанционному запуску с БЩУ, поместу и автоматическому принятию нагрузки,

16.12.8. Аккумуляторные батареи САЭдолжны быть полностью заряжены, готовы к работе и находиться в режиме подзарядаот выпрямительных устройств. Эксплуатация аккумуляторных батарей должнаосуществляться в соответствии с требованиями п. 16.5. ОПЭ АС.

16.12.9. Подключение непроектныхпотребителей к секциям и сборкам САЭ независимо от режима работы энергоблока исостояния САЭ, даже временно, запрещается.

16.12.10. Опробования и испытанияподсистем САЭ должны производиться по графику, утвержденному главным инженеромАС. Объем и периодичность опробований и испытаний должны соответствовать требованиямзаводской документации, регламента по эксплуатации аварийного электроснабженияэнергоблока АС и других нормативных документов.

При проведении опробований ииспытаний САЭ должны выполняться эксплуатационные условия, которые не позволяютпривести к нарушению пределов безопасной эксплуатации АС.

16.12.11. Опробования и испытанияподсистем САЭ проводятся по рабочим программам, разработанным на АС исогласованным местной инспекцией Госатомнадзора России. В программах проверкиподсистем САЭ должны четко указываться критерии приемки и действия, которыедолжны быть предприняты в случае несоблюдения указанных критериев и приотступлении от проекта.

16.12.12. Ежегодно в период остановаэнергоблока на плановый ремонт или перегрузку топлива САЭ должна подвергатьсякомплексным испытаниям с запуском механизмов по обесточению собственных нужд иот аварийного технологического сигнала (МПА).

16.12.13. Техническими иорганизационными мерами должен быть исключен несанкционированный доступ впомещения и сооружения, в которых размещены подсистемы (оборудование) САЭ.

16.12.14. Положение ключей управленияавтоматики, и блокировок, питающих элементов САЭ должны соответствоватьнормальному эксплуатационному режиму. Должны быть приняты меры по недопущениюнесанкционированного изменения положения ключей.

16.12.15. При работе реакторнойустановки на мощности допускается вывод из работы одного канала САЭ собязательным выполнением требований технологического регламента по эксплуатацииэнергоблока АС и на время, определенное технологическим регламентом, при этомдолжна быть подтверждена работоспособность других каналов систем безопасности

16.12.16. На каждой АС должна бытьразработана техническая документация по эксплуатации САЭ на основаниитребований проектной документации, технологического регламента по эксплуатацииэнергоблока АС, правил и норм в атомной энергетике и других нормативныхдокументов.

16.12.17. Для анализа состоянияоборудования САЭ на АС должны фиксироваться:

- случаи возникновенияаварийных ситуаций, связанных с повреждением, выходом из строя и нарушениями вработе САЭ;

- случаи отказов приэксплуатации оборудования САЭ, сопровождающиеся нарушением требованийтехнологического регламента, инструкций по эксплуатации, условий безопаснойэксплуатации АС;

- ресурс оборудования САЭ.

Сведения и результатыанализов должны обобщаться эксплуатирующей организацией.

16.13. Электролизные установки

16.13.1. Устройство и эксплуатацияэлектролизных установок должны соответствовать требованиям ГосгортехнадзораРоссии.

16.13.2. При эксплуатацииэлектролизных установок должны контролироваться:

- напряжение и ток наэлектролизерах;

- давление водорода икислорода;

- уровни жидкости ваппаратах;

- разность давлений междусистемами водорода и кислорода;

- температура электролита вциркуляционном контуре и температура газов в установках осушки;

- чистота водорода икислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельныезначения контролируемых параметров должны быть установлены на основе инструкциизавода-изготовителя и проведенных испытаний и строго соблюдаться приэксплуатации.

16.13.3. Технологические защитыэлектролизных установок должны действовать на отключение преобразовательныхагрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленногорежима:

- разности давлений врегуляторах давления водорода более 200 кгс/м2 (2 кПа);

- содержании водорода вкислороде 2 %;

- содержании кислорода вводороде 1 %;

- давлении в системах вышеноминального;

- межполюсных короткихзамыканиях;

- однополюсных короткихзамыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

- исчезновении напряжения напреобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменноготока.

При автоматическомотключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита вциркуляционном контуре до 70 °С, при увеличении содержания водорода в воздухепомещений электролизеров и датчиков, газоанализаторов до 1 % на щит управлениядолжен подаваться сигнал.

После получения сигналаоперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установкипосле отключения ее технологической защитой должен осуществляться персоналомтолько после выявления и устранения причины отключения.

16.13.4. Электролизная установка,работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале(картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.

При осмотре установкиоперативный персонал должен проверять:

- соответствие показателейдифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давленияработающего электролизера;

- положение уровня воды врегуляторах давления отключенного электролизера;

- наличие воды вгидрозатворах;

- расход газов в датчикахгазоанализаторов (по ротаметрам);

- нагрузку и напряжение наэлектролизере;

 - давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

- давление инертного газа вресиверах.

16.13.5. Для проверки правильностиавтоматических газоанализаторов 1 раз в сутки должен проводиться химическийанализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде.

При неисправности одного изавтоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ долженпроводиться каждые 2 ч.

16.13.6. На регуляторах давленияводорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны должны бытьотрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапанына регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 месяцев, апредохранительные клапаны на ресиверах - не реже 1 раза в 2 года.Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистымвоздухом.

16.13.7. На трубопроводах подачиводорода и кислорода в ресиверы, а также на трубопроводе подачи обессоленнойводы (конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотныеобратные клапаны.

16.13.8. Для электролиза должнаприменяться вода с содержанием железа не более 30 мкг/кг, хлоридов - не более20 мкг/кг и карбонатов - не более 70 мкг-экв/кг.

Для приготовленияэлектролита должен применяться гидрат окиси калия технический высшего сорта,поставляемый в виде чешуек в полиэтиленовых вкладышах или мешках.

16.13.9. Чистота водорода,вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99 %, акислорода - не ниже 98 %.

Подъем давления газов ваппаратах до номинального значения разрешается только после достиженияуказанной чистоты водорода и кислорода.

16.13.10. Температура электролита вэлектролизере должна быть не выше 80 °С, а разность температурнаиболее горячих и холодных ячеек электролизера не выше 20 °С.

16.13.11. При использовании кислородадля нужд АС его давление в ресиверах должно автоматически поддерживаться нижедавления водорода в них.

16.13.12. Перед включениемэлектролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом.Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5 %. Продувка считаетсязаконченной, если содержимое азота в выдуваемом воздухе достигает 97 %.

Продувка аппаратурыэлектролизеров углекислым газом запрещается.

16.13.13. Подключение электролизера кресиверам, находящимся под давлением водорода, должно осуществляться припревышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверахне менее чем на 0,5 кгс/см2 (50 кПа).

16.13.14. Для вытеснения воздуха иливодорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух долженвытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа вверхней части ресиверов не достигнет 85 %, а при вытеснении водорода - 95 %.

Вытеснение воздуха иливодорода азотом должно проводиться, пока содержание азота в выдуваемом газе недостигнет 97 %.

При необходимостивнутреннего осмотра ресиверов они должны предварительно продуваться воздухом дотех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20 %.

Азот или углекислый газдолжен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержаниеводорода не достигнет 99 %.

16.13.15. В процессе эксплуатацииэлектролизной установки должны проверяться:

- плотность электролита - нереже 1 раза в месяц;

- напряжение на ячейкахэлектролизеров - не реже 1 раза в 6 месяцев;

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

16.13.16. При работе установкисорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберо-осушителейдолжно выполняться по графику.

При осушке водорода методомохлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше -5 °С.

Для оттаивания испарительдолжен периодически по графику отключаться.

16.13.17. При отключенииэлектролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлять аппаратуру подноминальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений врегуляторах давления кислорода должна быть включена.

При отключении электролизнойустановки на срок до 4 ч давление газов в аппаратах должно быть снижено до 0,1-0,2кгс/см2 (10-20 кПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты итрубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также вовсех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

16.13.18. При работе на электролизнойустановке одного электролизера и нахождении второго в резерве клапаны выпускаводорода и кислорода в атмосферу на резервном элекролизере должны быть открыты.

16.13.19. Промывка электролизеров,проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в6 месяцев.

Текущий ремонт, включающийвышеупомянутые работы, а также разборку электролизеров с заменой прокладок,промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, долженосуществляться 1 раз в 3 года.

Капитальный ремонт с заменойасбестовой ткани на диафрагменных рамах должен проводиться 1 раз в 6 лет.

При отсутствии утечекэлектролита из электролизеров и сохранении нормальных параметровтехнологического режима допускается удлинение срока работы электролизной установкимежду текущими и капитальными ремонтами по решению главного инженера АС.

16.13.20. Трубопроводы электролизнойустановки должны окрашиваться в соответствии с ГОСТ14202 "Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска,предупреждающие знаки и маркировочные щитки"; окраска аппаратов должна выполнятьсяпо цвету окраски трубопроводов соответствующего газа, окраска ресиверов -светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующегогаза.

16.14. Энергетические масла

16.14.1. При эксплуатацииэнергетических масел должны быть обеспечены:

- надежная работа масляныхсистем агрегатов и электрического маслонаполненного оборудования;

- сохранениеэксплуатационных свойств масел;

- сбор отработанного масла,регенерация и повторное его использование.

16.14.2. Контроль качества изоляционногомасла должен быть организован в соответствии с "Нормами испытанияэлектрооборудования".

16.14.3. Электрооборудование послекапитального ремонта должно быть залито изоляционным маслом, удовлетворяющимнормам на свежее сухое масло.

В силовые трансформаторынапряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного маслас кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г, удовлетворяющего нормам наэксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенногошлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение на 10 кВ вышеэксплуатационной нормы и tg d при 90 °С не более 6 %. В масляныхвыключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этогооборудования и очищенное от механических примесей, угля и воды до норм насвежее сухое масло.

16.14.4. Марка свежеготрансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и классанапряжения оборудования. При необходимости допускается смешивание свежих масел,имеющих одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенныхдля оборудования различных классов напряжения, должна заливаться только воборудование низшего класса напряжения.

16.14.5. Сорбенты в термосифонных иадсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВ×А должны заменяться прикислотном числе масла более 0,1 мг КОН на 1 г или при содержанииводорастворимых кислот более 0,014 мг КОН на 1 г. Замена сорбента втрансформаторах мощностью до 630 кВ×А включительно должнапроизводиться при неудовлетворительных характеристиках твердой изоляции.

Содержание влаги в сорбентеперед загрузкой в фильтры должно быть не более 5 %.

16.14.6. На поступающее свежеетрансформаторное масло должен быть паспорт (сертификат качества).

Трансформаторное маслодолжно подвергаться следующим лабораторным испытаниям:

- до слива изжелезнодорожных цистерн - сокращенному анализу (без определения пробивногонапряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВи выше, должно быть дополнительно проверено на стабильность и tg d. Испытание на стабильностьи tg d пробы масла, отобранной изжелезнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешаетсяпроводить после приема масла;

- слитое в баки масляногохозяйства – сокращенному анализу;

- находящееся в резерве - сокращенномуанализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год).

В объем сокращенного анализатрансформаторного масла входит определение пробивного напряжения, температурывспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки (или количественноеопределение водорастворимых кислот и щелочей), визуальное определениемеханических примесей и нерастворенной воды.

16.14.7. Баки для сухого масладолжны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами.

16.14.8. На АС должен постоянно бытьзапас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимостиодного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее1 % всего масла, залитого в оборудование. На АС, имеющих только воздушные илималообъемные масляные выключатели, - не менее 10 % объема масла, залитого втрансформатор наибольшей емкости.

16.14.9. На поступающие на АС свежиетурбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть паспорта.

До слива из цистерн маслодолжно быть подвергнуто лабораторному испытанию:

- нефтяное - на кислотноечисло, температуру вспышки, вязкость в целях определения соответствия маслагосударственному стандарту или техническим условиям; визуально должноопределяться наличие механических примесей и воды;

- огнестойкое - на кислотноечисло, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки,вязкость, плотность, цвет на соответствие государственному стандарту илитехническим условиям; содержание механических примесей должно определятьсяэкспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло,слитое в резервуар из цистерны, должно быть проверено на время деэмульсации,стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случаенесоответствия качества масла по этим показателям требованиям государственногостандарта должен быть выполнен анализ пробы, отобранной из цистерны.

Слитое из цистерн маслодолжно быть приведено в состояние, пригодное для заливки в оборудование.

16.14.10. Эксплуатационное турбинноемасло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворятьследующим нормам:

- кислотное число - не более0,3 мг КОН на 1 г;

- вода, шлам, механическиепримеси должны отсутствовать (определяется визуально);

- растворенный шлам долженотсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г и выше);

- термоокислительнаястабильность - по ГОСТ 981 для масел Тп-22, Тп-22С и их смесей (кислотное число- не более 0,8 мг КОН на 1 г; массовая доля осадка - не более 0,15 %).

Условия проведения окислениямасла: температура испытания - 120 + 0,5 °С, время - 14 ч; скоростьподачи кислорода - 200 см3/мин.

Стабильность качества маслаопределяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего максимума для маселили их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г и более. Для масла измаслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель неопределяется;

- огнестойкое(синтетическое);

- кислотное число - не более1 мг×КОН на 1 г;

- содержание водорастворимыхкислот - не более 0,4 мг КОН на 1 г;

- массовая доля механическихпримесей - не более 0,01 %;

- изменение вязкости - неболее 10 % исходного значения для товарного масла;

- содержание растворенногошлама (по методике ВТИ)- изменение оптической плотности не менее 25 %(определяется при числе масла 0,7 мг КОН на 1 г и выше).

16.14.11. Огнестойкие турбинныемасла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, должныбыть отправлены на завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатацияогнестойких турбинных масел должна осуществляться по специальной инструкции.

16.14.12. В процессе хранения иэксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальномуконтролю и сокращенному анализу. В объем сокращенного анализа нефтяного маславходит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама иводы; огнестойкого масла - определение кислотного числа, содержанияводорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержаниямеханических примесей экспресс-методом.

Визуальный контроль маслазаключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама имеханических примесей для решения о необходимости его очистки.

16.14.13. Периодичность проведениясокращенного анализа турбинного масла следующая:

- масла Тп-22 (ГОСТ 9972) иТп-22С (ТУ 38.101.821) - не позднее чем через 1 месяц после заливки в масляныесистемы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 3 месяца при кислотномчисле до 0,1 мг КОН на 1 г включительно и не реже 1 раза в 2 месяца прикислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г.

Огнестойкого масла - не позднеечем через 1 неделю после начала эксплуатации, далее не реже 1 раза в 2 месяцапри кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г и не реже 1 раза в 3 недели прикислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г.

При обнаружении в маслешлама или механических примесей во время визуального контроля должен бытьпроведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резервенефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1раза в год и перед заливкой в оборудование.

16.14.14. Визуальный контроль масла,применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз всутки.

16.14.15. На АС должен хранитьсяпостоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более)вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки неменее 45-дневной потребности.

Постоянный запасогнестойкого турбинного масла должен быть не менее годовой потребности его надоливки для одного турбоагрегата, но не более 15 % вместимости масляной системыагрегата.

16.14.16. Получаемые индустриальныемасла и пластичные смазки должны быть подвергнуты визуальному контролю в целяхобнаружения механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должнобыть дополнительно испытано на вязкость для контроля соответствия этогопоказателя государственному стандарту или техническим условиям.

16.14.17. Для вспомогательногооборудования и механизмов на АС должны быть установлены нормы расхода,периодичность контроля качества и смены смазочных материалов.

В системах смазкивспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должноподвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама иводы не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно бытьочищено или заменено.

На каждой АС долженхраниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательногооборудования не менее 45-дневной потребности.

16.14.18. Контроль качества свежих иэксплуатационных энергетических масел АС и выдачу рекомендаций по применениюмасел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническоеруководство технологией обработки должен осуществлять химический цех(химическая лаборатория или соответствующее подразделение). Масляное хозяйствоАС должно находиться в подчинении электроцеха АС (или соответствующегоподразделения); масляное хозяйство огнестойкого масла - в подчинении турбинногоцеха.

16.14.19. В химической лаборатории натурбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование,должен быть журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта илитехнических условий, название завода-изготовителя, результаты испытания масла,тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестведолитого масла.

16.14.20. Необходимость ипериодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла должны бытьопределены инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

16.14.21. Подача трансформаторного итурбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться пораздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов - с применениемцистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных маселмогут быть использованы разборные трубопроводы, предварительно очищенные прокачкойгорячего масла.

Стационарные маслопроводы внерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом.

17. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕПРОИЗВОДСТВОМ И ПОТРЕБЛЕНИЕМ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

17.1. Задачи и организацияуправления

17.1.1. В каждом энергообъединенииорганизовано круглосуточное диспетчерское управление работой электростанции,электрических и тепловых сетей, задачами которых являются:

- разработка и ведениережимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обуславливающихбесперебойность энергоснабжения потребителей;

- обеспечение устойчивостиэнергосистем;

- выполнение требований ккачеству электрической энергии и тепла;

- обеспечение экономичностиработы энергосистем и рационального использования энергоресурсов при соблюдениирежимов потребления;

- предотвращение иликвидация аварий и других технологических нарушений при производстве,преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

17.1.2. На каждой АС должно быть организованокруглосуточное управление оборудованием, задачами которого являются:

- ведение требуемого режимаработы;

- производство переключений,пусков и остановов;

- предотвращение аварий иснижение их последствий;

- подготовка к производству ремонтныхработ.

17.1.3. Диспетчерское управлениедолжно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающейразделение функций оперативного контроля и управления между отдельнымиуровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

17.1.4. Функции диспетчерскогоуправления должны выполнять:

- в единой энергосистеме -центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);

- в объединеннойэнергосистеме - объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

- в энергосистеме - центральнаядиспетчерская служба энергообъединения "(ЦДС);

- в сетевом предприятии -диспетчерская служба этого предприятия (ПДС), оперативно-диспетчерские группырайонов электрических сетей (ОДГ);

- на атомных станциях -начальник смены АС (диспетчер АС).

17.1.5. Для каждого диспетчерскогоуровня установлены две категории управления оборудованием и сооружениями -оперативное управление и оперативное ведение.

17.1.6. В оперативном управлениидежурного диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линииэлектропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противопожарнойи режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления,операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативногоперсонала и согласованных изменений на нескольких объектах.

Операции с указаннымоборудованием и устройствами должны производиться под руководством дежурногодиспетчера.

17.1.7. В оперативном ведениидежурного диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи,устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимнойавтоматики, средства диспетчерского и технологического управления,оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют нарасполагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим инадежность сечей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указаннымоборудованием и устройством должны производиться с разрешения дежурногодиспетчера.

17.1.8. Для каждой АС устанавливаетсяперечень оборудования, устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики,АРЧМ, средств диспетчерского и технологического управления, которые находятся воперативном управлении или ведении диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭСРоссии, утверждаемый главным диспетчером ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

Перечни оборудования иустройств составляются энергосистемой с учетом решений ОДУ (ЦДУ ЕЭС России) иутверждаются главными инженерами энергосистем и атомной станции.

Оперативные переключения,осуществляемые на оборудовании электрической части АС, находящемся воперативном управлении или ведении дежурного диспетчера энергосистемы ОДУ илиЦДУ ЕЭС России, должны производиться по оперативным заявкам АС, с разрешениядежурного диспетчера энергосистемы, ОДУ или ЦДУ ЕЭС России.

17.1.9. Оперативный персонал АС вчасти обеспечения надежности параллельной работы АС в составе энергосистемы посуществующим линиям электропередач, отходящих от АС, обязан руководствоватьсядирективными документами, инструкциями и положениями, выпущенными Минтопэнерго,РАО "ЕЭС России", ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго.

В эксплуатирующейорганизации АС РФ должен быть организован круглосуточный оперативный контрольза работой АС в части:

- обеспечения выполненияобъема производства электроэнергии и тепловой энергии атомными станциями;

- состояния основногооборудования энергоблоков;

- выполнения графиковремонтных работ;

- организации системыоказания экстренной помощи АС в случае аварии, связанной с выбросомрадиоактивности.

17.1.10. Взаимоотношения персоналаразличных уровней диспетчерского управления должны быть регламентированытиповыми положениями и местными инструкциями, согласованными и утвержденными вустановленном порядке.

Начальник смены АЭС воперативном отношении подчиняется диспетчеру ЦДС энергосистемы, в составекоторой работает данная АС. Взаимоотношения между АС и энергосистемойустанавливаются соответствующим положением.

17.1.11. Оперативно-диспетчерскоеуправление должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления,оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления исистемами контроля, а также, укомплектованных оперативными схемами.

17.1.12, Всеоперативно-диспетчерские переговоры, оперативно-диспетчерская документация навсех уровнях диспетчерского управления должны вестись с применением единойобщепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

В каждой энергосистемеразрабатываются инструкции по диспетчерскому управлению, ведению оперативныхпереговоров и записей, производству переключений ликвидации аварийных режимов сучетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

17.1.13. Взаимоотношения персоналаразличных уровней диспетчерского управления должны быть регламентированытиповыми положениями и местными инструкциями, согласованными и утвержденными вустановленном порядке.

17.2. Планирование режима работы

17.2.1. При планировании режимаобеспечивается:

- сбалансированностьграфиков потребления и нагрузки электростанций, теплоисточников, энергосистем, ОЭС,ЕЭС России с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускнойспособности электрических связей;

- эффективность принциповуправления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимнойавтоматики;

- надежность и экономичностьпроизводства и передачи электрической энергии и тепла;

- выполнение годовыхграфиков ремонтов основного оборудования энергопредприятий.

17.2.2. Планирование режимаосуществляется на основе:

- данных суточных ведомостейи статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭС России за предыдущие дни ипериоды;

- прогноза нагрузкиэнергосистем, ОЭС, ЕЭС России на планируемый период;

- результатов контрольныхизмерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрическихсетях энергосистем ОЭС и ЕЭС России, которые должны проводиться 2 раза в год врабочие дни июня и декабря;

- данных о вводе новыхгенерирующих мощностей, теплоисточников и сетевых объектов;

- данных об изменениинагрузок с учетом заявок потребителей;

- данных о предельнодопустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

- данных гидравлическогорасчета тепловых сетей.

17.2.3. Долгосрочное планированиережима ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и энергопредприятия осуществляется дляхарактерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летнее время, периодпаводка, отопительный период и т.п.).

Долгосрочное планированиепредусматривает:

- составление годовых,квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимуманагрузок;

- составление сезонныхбалансов располагаемой мощности теплоисточников и присоединении тепловойнагрузки;

- определение и выдачумаксимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии и тепла,располагаемой мощности электростанций и теплоисточников с учетом заданногокоэффициента эффективности использования установленной мощности и наличияэнергоресурсов по месяцам года;

- составление годовых имесячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций илиний электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

- разработку схем соединенийэлектростанций, электрических и тепловых сетей для нормального и ремонтногорежимов;

- расчеты нормальных,ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностейи сетевых объектов энергосистемы и выбора параметров настройки средствпротивоаварийной и режимной автоматики;

- расчеты и определениемаксимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетомнормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) длянормальных и ремонтных схем сети;

- расчеты токов короткогозамыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической итермической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, атакже выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

- расчеты технико-экономическиххарактеристик электростанций, теплоисточников, электрических и тепловых сетейдля оптимального ведения режима;

- уточнение инструкций дляоперативного персонала по ведению режима и использованию средствпротивоаварийной и режимной автоматики;

- определение потребности вновых устройствах автоматики.

17.2.4. Краткосрочное планированиережима ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций, котельных, тепловых иэлектрических сетей производится с упреждением от суток до недели.

Краткосрочное планированиепредусматривает:

- прогноз суточнойэлектрической нагрузки ЕЭС России, ОЭС и энергосистемы;

- прогноз суточной тепловойнагрузки электростанций и котельных, а также расхода теплоносителя в тепловыхсетях;

- оптимальное распределениенагрузки между ОЭС, энергосистемами, электростанциями и отдельнымиэнергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков и суточныхграфиков межсистемных перетоков и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС,энергосистемы, электростанции;

- решения по заявкам навывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий побезопасному и надежному ведению режима, изменению параметров настройкипротивоаварийной и режимной автоматики.

17.2.5. Суточные графики активнойнагрузки и резерва мощностей ЕЭС России, ОЭС, энергосистем и электростанций, атакже графики межсистемных перетоков выдаются соответствующему диспетчеру послеутверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДУ.

Атомные станции, имеющиетеплофикационные установки и теплосети, составляют графики тепловой нагрузки взависимости от температуры наружного воздуха, которые утверждаются главныминженером АС.

17.2.6. В установленные срокисоставляются и выдаются согласованные суточные графики нагрузок АС с учетомсостава работающего основного оборудования, состояния электрических сетей ирежима работы энергосистемы.

В случае несогласия сзаданным графиком нагрузки атомная электростанция передает АО-энерго и вэксплуатирующую организацию мотивированные возражения. АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭСРоссии, рассмотрев эти возражения АС, после согласования с эксплуатирующейорганизацией в оперативном порядке сообщает через АО-энерго окончательныйграфик нагрузки АС, который является обязательным для выполнения.

17.2.7. Графики капитальных,средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений АС напредстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданныхзначений ремонтной мощности по месяцам года, согласованы с ОДУ или ЦДУ ЕЭСРоссии и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиковкапитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях посогласованию с ЦДУ ЕЭС России, ОДУ с утверждением изменений в установленномпорядке.

17.2.8. Режим работы АС долженудовлетворять требованиям безопасной их эксплуатации.

Для каждой АСразрабатываются годовые и квартальные (с разбивкой по месяцам) графикикапитальных, средних и текущих ремонтов, суточные графики активной нагрузки,графики напряжения на сборных шинах АС, выполняются расчеты токов короткогозамыкания и устойчивости параллельной работы АС с энергосистемой с определениемнастройки релейной защиты и противоаварийной автоматики; разрабатываютсяинструкции по ведению режима АС, оперативным переключениям, использованию иэксплуатации устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики,предотвращению и ликвидации аварий.

17.2.9. Годовые и месячные графикикапитальных и текущих ремонтов сетевого оборудования, устройств релейнойзащиты, систем противоаварийной автоматики, средств связи и телемеханики,находящихся в оперативном ведении диспетчера энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭСРоссии) и влияющих на выдачу мощности и надежность работы станции,разрабатываются АС и представляются в АО-энерго в установленные сроки.Рассмотренные АО-энерго, ОДУ, ЦДУ. ЕЭС России (по оперативнойподведомственности оборудования) графики ремонтов указанного оборудования послевзаимного согласования с АС и последующего утверждения через АО-энергопередаются атомной электростанции. Сроки указанных ремонтов по возможностидолжны совмещаться с планируемыми остановами соответствующих энергоблоков.

17.2.10. В каждой энергосистеме наоснове заданий ЦДУ ЕЭС России, ОДУ ежегодно разрабатываются и утверждаютсяграфики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недостаткеэлектроэнергии и мощности.

17.3. Управление режимом работы

17.3.1. АС обязана в нормальныхусловиях выполнять заданный диспетчерский график активной нагрузки. В случаеотклонения от диспетчерского графика нагрузки начальник смены станции долженнемедленно сообщить диспетчеру энергосистемы об отклонениях и вызвавших ихпричинах, а также принять все необходимые меры для вхождения в заданный график.

При необходимостиоперативного изменения нагрузки АС (разгрузки, загрузки или отключения блокаАС) начальник смены АС должен предварительно сообщить об этом диспетчеруэнергосистемы.

Диспетчер энергосистемы ОДУ,ЦДУ ЕЭС России через начальника смены АС имеет право изменить график нагрузкиАС в аварийных режимах энергосистемы (ОЭС, ЕЭС России), при недопустимых дляработы АС отклонениях частоты, а также при аварийных отключениях или перегрузкеотдельной линии электропередачи или оборудования подстанции, неисправностиустройств РЗА и ПА, влияющих на надежность работы или выдачу мощности АС, всоответствии с "Типовым положением о технических, производственных иоперативно-диспетчерских отношениях АС и концерна "Росэнергоатом" сэнергосистемами, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, РАО "ЕЭС России" и Положением овзаимоотношениях АС с соответствующим АО-энерго.

Повышение или снижениенагрузки энергоблоков АС производится в соответствии с технологическимирегламентами эксплуатации энергоблоков АС.

При необходимости ликвидацииаварийной ситуации в энергосистеме, связанной со снижением запасовустойчивости, превышением допустимых пределов загрузки линий и оборудования, атакже уровней частоты и напряжения, диспетчер энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭСРоссии) через диспетчера энергосистемы имеет право дать команду на аварийнуюразгрузку (или загрузку) АС по активной мощности, а начальник смены АС долженее выполнить с соблюдением требований технологического регламента поэксплуатации энергоблоков АС.

17.3.2. Регулирование частоты имощности в ЕЭС России или в отдельно работающих ОЭС (энергосистемах) должноосуществляться электростанциями, подключенными к системе автоматическогорегулирования частоты и мощности (АРЧМ).

17.3.3. При невозможностиавтоматического регулирования частоты и перетоков мощности (отсутствие илинеисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование должноосуществляться энергосистемами или электростанциями по распоряжению диспетчераЦДУ ЕЭС России (для раздельно работающих ОЭС или энергосистем - по распоряжениюдиспетчера ОДУ или энергосистемы).

Энергоблоки АСэксплуатируются в базовом (80-100 % номинальной мощности) режиме.

Атомные электростанции коперативному регулированию частоты в ЕЭС не привлекаются, то есть неприменяется многократное изменение нагрузки АС в течение суток при отклоненияхчастоты в энергосистеме.

17.3.4. При снижении частоты нижеустановленных пределов диспетчер ЕЭС России или изолированно работающей ОЭС(энергосистемы) вводит в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частотапродолжает снижаться, а все имеющиеся мощности использованы, диспетчеробеспечивает восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключенияпотребителей согласно инструкции.

17.3.5. При значениях перетоковмощности по межсистемным связям выше аварийно допустимых диспетчер ОЭС(энергосистемы), принимающей мощность, после мобилизации резервов мощности, разгружаетсвязи путем отключения потребителей.

17.3.6. При аварийных отклоненияхчастоты персонал АС должен самостоятельно принимать меры к ее восстановлению,действуя в соответствии с требованиями технологических регламентов поэксплуатации энергоблоков АС и положений (инструкций) по взаимоотношениям АС сАО-энерго.

17.3.7. Ответственность заподдержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер ЦДУ ЕЭС России, а визолированно работающих ОЭС и энергосистемах - диспетчеры ОДУ или энергосистем.При этом диспетчеры ОЭС, работающие в составе ЕЭС России, и энергосистем,работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданий по рабочей мощностиэлектростанций, несение ими заданной нагрузки и непревышение потребителямизаданного предельного потребления в часы максимума нагрузок, а начальники сменэлектростанций - за выполнение заданий по рабочей мощности и несение имизаданной нагрузки.

17.3.8. Регулированием напряженияна шинах АС должны быть обеспечены:

- соответствие значенийпоказателей качества требованиям ГОСТ 13109-87;

- соответствие уровнянапряжения значениям, допустимым для оборудования электростанций и сетей;

- необходимый запасустойчивости энергосистем;

- минимум потерьэлектроэнергии в электрических сетях энергосистем.

17.3.9. Регулирование напряжения всети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии сутвержденными на каждый квартал графиками напряжения и функции времени илихарактеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состававключенного оборудования.

Регулирование напряжениядолжно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, апри их отсутствии - оперативным персоналом энергопредприятия под контролемдиспетчера предприятия электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

Напряжение на сборных шинахАС должно поддерживаться оперативным персоналом АС в пределах согласованногодиапазона изменением реактивной мощности генераторов. Графики напряженийзадаются энергосистемой не реже 1 раза в квартал. Диспетчер энергосистемы, ОДУ,ЦДУ ЕЭС России имеет право, в зависимости от складывающейся обстановки вэнергосистеме, оперативно корректировать заданный график напряжения.

17.3.10. Перечень пунктов,напряжение которых контролируется диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ, а такжеграфики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах утверждаютсяглавным диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ. Перечень пунктов, напряжениекоторых контролируются диспетчером энергосистемы, предприятия электрическихсетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в нихутверждаются главным инженером энергообъединения, энергопредприятия.

17.3.11. Регулирование параметровтепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температурытеплоносителя в контрольных точках (пунктах).

17.3.12. Регулирование в тепловойсети должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

- работу энергоустановокисточников и потребителей тепла;

- гидравлический режимтепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосныхстанций и теплоприемников;

- режим подпитки путемподдержания постоянной готовности водоподготовительных установоктеплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

17.4. Управление оборудованием

17.4.1. Оборудованиеэнергоустановок, принятых в эксплуатацию, должно находиться в одном из четырехоперативных состояний: работе, резерве, ремонте или консервации.

17.4.2. Вывод из работы в плановый ремонт, резерв или для производстваиспытаний оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении иливедении энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, а также ввод их в работу оформляютсянезависимо от наличия утвержденных планов заявкой в энергосистему вустановленные сроки.

Снижение мощности АС,связанное с требованием ее безопасной эксплуатации, необходимостью проведенияремонта оборудования, отключением или перегрузкой отдельных линий,профилактическими мероприятиями или испытаниями, должно быть оформленосоответствующими заявками, подаваемыми станцией в эксплуатирующую организациюАС и ЦДС энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭС) в установленные сроки.

Заявки на вывод в ремонтэнергоблоков АС или заявки на снижение нагрузки, подаваемые станцией вАО-энерго, должны быть подписаны одним из руководителей АС. Список лиц, имеющихправо подписи заявок, должен быть заранее сообщен АО-энерго (ОДУ, ЦДУ ЕЭС).

17.4.3. Испытания, в результатекоторых возможно изменение нагрузки АС, перетоков по ВЛ, уровней напряжения,отключение оборудования, влияющего на нагрузку АС и перетоки по ВЛ, а такжеложная или излишняя работа РЗА и ПА, должны проводиться на основании программ,утвержденных эксплуатирующей организацией и согласованных энергосистемой, ОДУЦДУ ЕЭС России (по принадлежности) в части операции с оборудованием иустройствами, находящимися в их оперативном управлении или ведении, соформлением оперативной заявки.

Программы на производствоиспытаний должны передаваться АС в эксплуатирующую организацию и энергосистемуне менее чем за 7 дней до начала испытаний, а на производство сложных испытаний- не менее чем за 10 дней до начала испытаний.

17.4.4. Аварийный вывод из работыоборудования оформляется аварийной заявкой в АО-энерго в любое время суток.Срочные неплановые работы могут оформляться заявкой в АО-энерго при условиипредварительного согласования между руководством АС и руководством АО-энергоили ОДУ (ЦДУ ЕЭС России), в оперативном управлении или ведении которогонаходится данное оборудование.

Независимо от наличияразрешенной заявки вывод из работы и ввод в работу оборудования АС могутвыполняться только с разрешения диспетчера энергосистемы непосредственно передвыводом или вводом оборудования.

17.4.5. В случае явной опасности для людей или при повреждениях оборудования,требующих немедленного отключения, оперативный персонал АС имеет правосамостоятельно вывести аварийно из работы или резерва оборудование, находящеесяв оперативном управлении или ведении диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭСРоссии, с последующим незамедлительным уведомлением диспетчера энергосистемы. Вэтом случае, а также при отключении оборудования действием защит, оперативныйперсонал АС через диспетчера энергосистемы оформляет аварийную заявку на ремонтоборудования с указанием срока окончания ремонта, которая принимается ксведению.

При необходимости производствапланового ремонта на выведенном из работы оборудовании должна быть оформленасоответствующая оперативная заявка.

17.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний или текущийремонт основного оборудования АС, находящегося в ведении или управленииэнергосистемы, ОЭС, ЕЭС, должно быть дано в установленном порядке по заявкедиспетчерской службой эксплуатирующей организации АС, энергообъединения, ОДУ,ЦДУ, ЕЭС России.

17.4.7. Время операций, связанных свыводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, атакже вывода реактора на МКУ и пуска турбины, должно быть включено в срокремонта, разрешенный по заявке.

Если по какой-либо причинеоборудование не было отключено в намеченный срок, длительность ремонта должнабыть сокращена, а дата включения оставаться прежней. Решение о продлении сроказаявки принимают руководители эксплуатирующей организации и Главный диспетчерОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

17.4.8. Несмотря на разрешеннуюзаявку, вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут бытьвыполнены лишь с разрешения соответственно начальника смены АС (диспетчера АС),дежурного диспетчера эксплуатирующей организации АС, дежурного диспетчераэнергосистемы, ОЭС, ЕЭС России непосредственно перед выводом из работы ирезерва оборудования или перед проведением испытаний.

17.4.9. Персонал АС не имеет правабез разрешения начальника смены электростанции, диспетчера энергосистемы, ОДУ,ЦДУ ЕЭС России осуществлять отключения, включения, испытания и измененияустановок системной автоматики, а также средств диспетчерского итехнологического управления, находящихся в ведении или управлениисоответствующего диспетчера (начальника смены электростанции).

Проверка (испытания)устройств релейной защиты и автоматики, аппаратура которых расположена на двухи более объектах, должна выполняться одновременно на всех объектах.

17.4.10. Начальник смены АС при изменениях схем электрических соединений долженпроверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит,системы противоаварийной и режимной автоматики.

17.4.11. Оборудование считаетсявведенным в работу из ремонта после уведомления атомной станцией о завершенииремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.

Если по режиму работы нетребуется включения оборудования, то по окончании ремонтных работ начальниксмены АС заявляет указанное оборудование в резерв.

17.5. Предупреждение и ликвидация технологическихнарушений

17.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерскогоуправления при ликвидации технологических нарушений являются:

- предотвращение развитиятехнологических нарушений, исключение поражения персонала и поврежденияоборудования, не затронутого технологическим нарушением;

- срочное восстановлениеэнергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой потребителямэлектроэнергии;

- создание наиболее надежнойпослеаварийной схемы системы в целом и отдельных ее частей;

- выяснение состоянияотключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его вработу.

17.5.2. Для предотвращениянарушения устойчивости работы энергосистемы должна применяться системнаяавтоматика отключения нагрузки в энергосистемах, выдающих мощность. В случаеотказа автоматических устройств персонал должен быть готов к действиям вручную.

17.5.3. На каждом диспетчерскомпункте АО-энерго, щите управления АС (энергоблока АС) и рабочих местах сдежурством персонала должны быть местные инструкции по предотвращению иликвидации технологических нарушений, которые составляются в соответствии стиповой инструкцией и инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерскогоуправления.

Планы ликвидациитехнологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктовдолжны быть согласованы с местными органами власти.

17.5.4. Распределение функций поликвидации технологических нарушений между диспетчерами ЦДУ ЕЭС России, ОДУ,энергосистем, предприятий сетей и оперативным персоналом атомных электростанцийдолжно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Для ускорения ликвидациитехнологических нарушений местному оперативному персоналу должна бытьпредоставлена максимальная самостоятельность.

17.5.5. Ликвидациейтехнологического нарушения в зависимости от района его расположения долженруководить диспетчер ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергосистемы, диспетчераэлектрической или тепловой сети.

17.5.6. Ликвидация технологическихнарушений в электрической части АС, оборудовании, устройствах релейной защиты ипротивоаварийной автоматике, находящихся в оперативном ведении диспетчераэнергосистемы, (ОДУ, ЦДУ ЕЭС России) и затрагивающих режимы работыэнергосистемы или в энергосистеме, затрагивающих электрическую часть АС,производится под руководством диспетчера энергосистемы, ОДУ или ЦДУ ЕЭС России всоответствии с действующими инструкциями по ликвидации технологическихнарушений в энергосистеме. Ликвидацией технологических нарушений на АС долженруководить начальник смены атомной станции.

17.5.7. Приемка и сдача смены вовремя ликвидации технологических нарушений запрещаются. Пришедший на сменуоперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидациейтехнологических нарушений. При ликвидации технологических нарушений взависимости от их характера в порядке исключения допускается передача смены сразрешения вышестоящего оперативного персонала.

Приемка и сдача смены вовремя переключений, пуска и останова оборудования допускаются только сразрешения вышестоящего оперативного дежурного и административно-техническогоперсонала.

17.5.8. Распределение обязанностеймежду оперативным персоналом при ликвидации технологических нарушений,переключениях, пуске и останове оборудования должно быть регламентированоместными инструкциями.

17.5.9. Оперативный персонал даже вприсутствии лиц из административно-технического персонала несет личнуюответственность за правильность действий при ликвидации технологическихнарушений, единолично принимая решения и осуществляя мероприятия повосстановлению нормального режима.

17.5.10. В случае необходимостивышестоящее лицо из оперативного или административно-технического персоналаимеет право поручить руководство ликвидацией технологического нарушения другомулицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале обэтом.

17.5.11. Диспетчерские переговоры навсех уровнях управления и оперативные переговоры начальников смены АС должныавтоматически фиксироваться на магнитной ленте.

17.6. Требования к оперативным электрическим схемам

17.6.1. Схемы электрических соединенийЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций, настройка средств релейнойзащиты и автоматики для нормальных и ремонтных режимов должны обеспечивать:

- надежное электроснабжениепотребителей;

- устойчивую работуэнергосистем, ОЭС и ЕЭС России;

- соответствие токовкороткого замыкания значениям, допустимым для оборудования;

- экономичное распределениепотоков активной и реактивной мощностей;

- соответствие качестваэлектроэнергии, отпускаемой потребителям, требованиям государственногостандарта;

- локализацию аварии сминимальными потерями генерирующей мощности и отключение потребителейминимальной мощности.

17.6.2. Схемы собственных нужд (СН)переменного и постоянного тока электростанций должны выбираться с учетомобеспечения их надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:

- секционирования шин;

- автоматического вводарезервного питания любой секции шин СН всех напряжений при исчезновении на нейнапряжения;

- обеспечения самозапускавсех ответственных электродвигателей, кратковременно оставшихся без питания, отрезервного источника питания (при действии устройства АВР основных шин СН);

- распределения источниковпитания СН по системам и секциям шин с учетом действия устройств АВР приисчезновении напряжения на секции. Источники рабочего и резервного питаниядолжны быть присоединены к разным секциям распределительного устройства;

- распределения механизмовСН по секциям из условия минимального нарушения работы электростанции в случаевыхода из строя любой секции;

- обеспечения надежногопитания механизмов СН при несинхронной работе шин (частей) электростанции(секционирование шин высокого напряжения, выделение энергоблоков на отдельнуюлинию, выполнение схем деления энергосистемы);

- обеспечения полного иличастичного отделения питания механизмов СН электростанции от энергосистемы снаименьшей потерей рабочей мощности при понижении частоты и напряжения дозначений, угрожающих их бесперебойной работе.

17.6.3. Присоединение постороннихпотребителей (поселков и пр.) к шинам распределительных устройств СН АСзапрещается.

17.6.4. Нормальные и ремонтныесхемы соединений электрической сети и АС должны утверждаться главным инженеромАС, а схемы энергосистемы - главным инженером энергообъединения.

Указанные схемы ежегоднодолжны согласовываться с органом диспетчерского управления, в чьем оперативномведении или оперативном управлении находится входящее в них оборудование.

17.6.5. АС обязаны обеспечитьисправную работу устройств телеизмерений и телесигнализации, приборов и системкоммерческого учета электроэнергии и мощности, необходимых для надежноговедения режима энергосистемой, а также своевременную передачу оперативныхданных о параметрах электрического режима АС (суммарная активная нагрузка АС иотдельных энергоблоков, напряжение на шинах, показания счетчиков электрическойэнергии и др.).

17.6.6. При возникновениитехнологических нарушений, в электрической части АС или энергосистемы АС позапросу АО-энерго представляет сведения и обосновывающие материалы, необходимыедля расследования причин технологических нарушений и разработки мероприятий поих предотвращению.

17.7. Оперативный персонал

17.7.1. К оперативному персоналуэнергообъединения и энергопредприятия относятся:

- оперативный персонал,обслуживающий производственные участки в соответствии с утвержденным графикомдежурств;

- оперативно-наладочныйперсонал - персонал с правом производства наладочных работ на оборудовании и всистемах;

- оперативно-ремонтныйперсонал - персонал с правом эксплуатационного обслуживания и выполненияоперативных переключений на производственных участках;

- руководящий оперативныйперсонал в смене: начальник смены (дежурный диспетчер) АС, дежурный инженерэнергопредприятия, района электрической и тепловой сетей, подстанции;

- дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭСРоссии, ОДУ, энергосистемы.

17.7.2. Оперативный персонал долженвести безопасный, надежный и экономичный режим работы оборудования АС,энергосистемы в соответствии с производственными и должностными инструкциями иоперативными распоряжениями вышестоящего оперативного персонала.

17.7.3. Оперативный персонал вовремя дежурства несет ответственность за правильное обслуживание и безаварийнуюработу оборудования, а также за чистоту и порядок в закрепленной за ним зонеобслуживания.

17.7.4. При нарушениях режима работы,повреждениях оборудования, возникновении пожара, обнаружении дефектов,угрожающих повреждением оборудования оперативный персонал должен немедленнопринять меры к восстановлению нормального режима работы или ликвидацииаварийного положения и предотвращению развития аварии, а также сообщить опроисшедшем вышестоящему оперативному лицу и лицам из руководящегоадминистративно-технического персонала в соответствии с утвержденным списком.

17.7.5. Распоряжение вышестоящегооперативного персонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательно кисполнению подчиненным оперативным персоналом.

Распоряжения диспетчераэнергосистемы оперативным персоналом АС должны выполняться незамедлительно. Вслучае, если начальник смены АС усматривает в распоряжении диспетчераэнергосистемы явную ошибку, опасность для жизни людей, сохранности оборудованияили ядерной безопасности, он обязан сделать обоснованное возражение и невыполнять распоряжение. О своем отказе выполнить распоряжение диспетчераэнергосистемы начальник смены АС должен немедленно доложить своему руководству.

Оперативный персонал АСнесет полную ответственность за необоснованное невыполнение или задержкувыполнения распоряжений диспетчера энергосистемы, а диспетчер энергосистемы -за обоснованность распоряжения.

Начальник смены АС обязаннемедленно информировать дежурного диспетчера энергосистемы об отключенияхлиний электропередачи и оборудования, срабатываниях релейной защиты иавтоматики, нарушениях нормальной работы оборудования и устройств, находящихсяв оперативном ведении или управлении диспетчера энергосистемы, ОДУ или ЦДУ ЕЭСРоссии, а также нарушениях режима работы основного и вспомогательногооборудования АС, приведших или могущих привести к снижению ее нагрузки.

17.7.6. Оборудование, находящееся воперативном управлении или оперативном ведении вышестоящего оперативногоперсонала, не может быть включено в работу или выведено из работы без егоразрешения, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

17.7.7. Оперативное распоряжениевышестоящего оперативного персонала должно быть четким и кратким.

Выслушав распоряжение,подчиненный оперативный персонал должен дословно повторить текст распоряжения иполучить подтверждение, что распоряжение понято правильно.

Оперативный персонал, отдавили получив распоряжение или разрешение, должен записать его в оперативныйжурнал. Распоряжения вышестоящего оперативного персонала должны выполнятьсянезамедлительно и точно.

17.7.8. При оперативных переговорахотступление от установленных диспетчерских обозначений оборудования,присоединений и устройств РЗА и ПА запрещается.

17.7.9. В распоряжениях диспетчерапо изменению режима работы оборудования, энергосистемы должны быть указанызначение изменяемого параметра и время, к которому оно должно быть достигнуто.

17.7.10. Распоряжения руководителейэнергообъединений, энергопредприятий, АС и их подразделений соответствующемуоперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящегооперативного персонала, должны выполняться лишь по согласованию с последним.

Распоряжение руководства АСсвоему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию АО-энерго,ОДУ (ЦДУ ЕЭС России), касающиеся надежности параллельной работы энергосистем,устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, АРЧМ, средствдиспетчерского и технологического управления, должны согласовываться сАО-энерго, ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

17.7.11. Ответственность занеобоснованную задержку выполнения распоряжения вышестоящего оперативногоперсонала должны нести лица, не выполнившие распоряжение, а также руководители,санкционировавшие это невыполнение или задержку.

17.7.12. В случае, если распоряжениевышестоящего оперативного персонала представляется подчиненному оперативномуперсоналу неверным, он должен немедленно доложить об этом лицу, давшемураспоряжение. При подтверждении распоряжения дежурный должен его выполнить сзаписью в оперативном журнале.

Распоряжения вышестоящегооперативного персонала, которые могут угрожать жизни людей, сохранностиоборудования, ядерной безопасности, привести к потере питания собственных нуждэлектростанции или обесточению особо ответственных потребителей, выполнятьзапрещается. О невыполнении распоряжения должно быть сообщено вышестоящемуперсоналу.

17.7.13. Лица из оперативногоперсонала, не находящиеся на дежурстве, могут быть привлечены к выполнениюработ по обслуживанию оборудования только с разрешения соответствующегоруководящего лица из дежурного персонала.

17.7.14. Замена одного дежурногодругим в случае необходимости допускается с разрешения лица, утвердившегографик дежурств.

Дежурство в течение двухсмен подряд запрещается.

17.7.15. Каждый дежурный, приступаяк работе, должен принять смену от предыдущего дежурного, а после окончанияработы сдать смену следующему по графику дежурному.

Уход с дежурства без сдачисмены запрещается.

17.7.16. При приемке смены дежурныйдолжен:

- ознакомиться с состоянием,схемой и режимом работы оборудования, находящегося в его оперативном управленииили ведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями;

- получить сведения отсдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести особо тщательноенаблюдение для предупреждения нарушений в работе, и об оборудовании,находящемся в резерве и ремонте;

- выяснить, какие работывыполняются по нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке;

- проверить и принятьинструмент, материалы, ключи от помещений, оперативную документацию идокументацию рабочего места;

- ознакомиться со всемизаписями и распоряжениями за время, прошедшее со своего предыдущего дежурства;

- принять рапорт отподчиненного персонала и доложить непосредственному начальнику по смене овступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

- оформить приемку-сдачу сменызаписью в журнале или ведомости за своей подписью и подписью сдающего смену.

17.7.17. Оперативный персонал долженпериодически в соответствии с инструкцией опробовать действие технологической,пожарной, предупредительной и аварийной сигнализации, средств связи, а такжепроверять правильность показаний часов на рабочем месте и т.д.

17.7.18. Оперативный персонал долженпо утвержденным графикам осуществлять переход с рабочего на резервноеоборудование, производить опробование и профилактические осмотры оборудования.

17.7.19. Руководящий дежурный иадминистративно-технический персонал АС имеют право отстранять от дежурстваподчиненный им оперативный персонал, не выполняющий свои обязанности.

17.7.20. Оперативный персонал вовремя смены по разрешению вышестоящего оперативного персонала можеткратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением наэто время от дежурства. При этом должны быть соблюдены требования ПТБ.

17.8. Переключения в электрических установках

17.8.1. Все изменения в схемахэлектрических соединений электроустановок и в цепях устройств релейной защиты иавтоматики (РЗА), выполненные при производстве переключений, а также местаустановки заземлений должны быть отражены на оперативной схеме или мнемосхеме(схеме-макете) по окончании переключений.

17.8.2. Сложные переключения, атакже переключения на электроустановках с неисправными блокировочнымиустройствами должны выполняться по программам, бланкам, картам.

К сложным относятсяпереключения, требующие строгой последовательности операций с коммуникационнымиаппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты,противоаварийной и режимной автоматики, в схемах генераторов, блоковгенератор-трансформатор, трансформаторов (автотрансформаторов), трансформаторовнапряжения, линий электропередачи, систем и секций шин, а также переводыприсоединений с одной системы (секции) шин на другую, замена выключателейобходными или шиносоединительными; переключения в схемах, имеющих более одноговыключателя на присоединение; переключения на оборудовании систем важных длябезопасности.

Перечни сложныхпереключений, утвержденные главным инженером АС, должны храниться на БЩУ и ЦЩУАС.

17.8.3. Для повторяющихся сложныхпереключений должны быть использованы типовые программы, типовые бланки (картыпереключений).

При ликвидациитехнологических нарушений или для их предотвращения разрешается проводитьпереключения без бланков переключений с последующей записью в оперативномжурнале.

17.8.4. В программах и бланкахпереключений, которые являются оперативными документами, должны бытьустановлены порядок и последовательность операций при проведении переключений всхемах электрических соединений электроустановок и в цепях релейной защиты иавтоматики.

Бланки переключений могутбыть в форме карт, составленных и виде таблиц с применением символов исокращенных записей.

Бланки переключений (типовыебланки) должен использовать оперативный персонал, непосредственно выполняющийпереключения.

Программы переключений(типовые программы) должен применять руководящий оперативный персонал припроизводстве переключений в электроустановках разных уровней управления иразных энергообъектов.

Лицам, непосредственновыполняющим переключения, разрешается применять программы переключений длясоставления бланков переключений.

Типовые программы и бланкипереключений должны быть скорректированы при изменениях в главной схемеэлектрических соединений электроустановок, связанных с вводом новогооборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования,реконструкцией распределительных устройств, а также при включении новых илиизменениях в установленных устройствах РЗА.

17.8.5. При планируемых измененияхсхемы и режимов работы ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и изменениях вустройствах РЗА производственными службами ОДУ и энергообъединения, вуправлении которых находится оборудование и устройства РЗА, должны быть заранееразработаны необходимые изменения и дополнения типовых программ и бланковпереключения на соответствующих уровнях оперативного управления.

17.8.6. Все переключения на АС иподстанциях должны выполняться в соответствии с местными инструкциями попроизводству переключений.

17.8.7. Переключения наэлектрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся в оперативном управлениивышестоящего оперативного персонала, должны проводиться по распоряжению, анаходящиеся в его ведении - с его разрешения.

Переключения безраспоряжения и разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующимего уведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства(несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).

При пожаре и ликвидацииаварии оперативный персонал должен действовать в соответствии с местнымиинструкциями.

17.8.8. В распоряжении опереключениях должна быть указана последовательность операций в схемеэлектроустановки и цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемойвышестоящим оперативным персоналом.

Исполнителю переключенийдолжно быть одновременно выдано не более одного задания на проведениеоперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

Любые изменения вэлектрических схемах, уставок и характеристик настройки устройств, находящихсяв оперативном управлении или ведении диспетчера энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭСРоссии), производятся только по предварительному согласованию и оформляютсязаявками в АО-энерго.

В случае непредвиденныхизменений условий работы АС в энергосистеме, в том числе из-за поврежденияоборудования и устройств на АС или подстанциях энергосистемы, и необходимостиосуществления в сжатые сроки реконструкции релейной защиты и автоматики,АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (в соответствии с оперативнойподведомственностью) выдает уставки и принципиальные схемы.

Выполнение монтажных схем и монтажно-наладочныхработ на АС производится персоналом АС в установленном порядке.

17.8.9. Сложные переключения должнывыполнять, как правило, два лица, из которых одно является контролирующим.

Контролирующим лицом можетбыть работник из административно-технического персонала, знающий схему даннойэлектроустановки, правила производства переключений и допущенный к выполнениюпереключений распоряжением по предприятию.

При выполнении переключенийдвумя лицами контролирующим, как правило, должен быть старший по должности.Ответственность за правильность переключений возлагается на оба лица,производящих переключения.

При сложных переключенияхдопускается привлекать для операций в цепях РЗА третьего человека из персоналаслужб РЗА. Этот работник, предварительно ознакомленный с бланком переключения иподписавший его, должен выполнять каждую операцию по распоряжению лица,проводящего переключения.

Все остальные переключения,за исключением сложных, могут быть выполнены единолично независимо от составасмены.

17.8.10. При исчезновении напряженияна электроустановке оперативный персонал должен быть готов к его подаче безпредупреждения.

17.8.11. Отключение и включение поднапряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должныпроизводиться выключателем.

Разрешается отключение ивключение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ(КРУП):

- нейтралей силовыхтрансформаторов 110-220 кВ;

- заземляющих дугогасящихреакторов 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;

- намагничивающего токасиловых трансформаторов 6-500 кВ;

- зарядного тока и токазамыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;

- зарядного тока систем шин,а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативныхдокументов.

В кольцевых сетях 6-10 кВразрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыканиесети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителейне более 5 %.

Допускается отключение ивключение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВи ниже нагрузочного тока до 15 А.

Допускается дистанционноеотключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше,зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей другихприсоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), еслиотключение выключателя может привести к его разрушению и обесточениюподстанции.

Допустимые значенияотключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативнымидокументами. Порядок и условия выполнения операций для различныхэлектроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

17.8.12. Оперативному персоналу,непосредственно выполняющему переключения, самовольно выводить из работыблокировки безопасности запрещается.

Деблокирование разрешаетсятолько после проверки на месте отключенного положения выключателя и выясненияпричины отказа блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченныхна это письменным распоряжением по предприятию.

17.8.13. Запрещается начинатьплановые переключения в электрических установках АС за полчаса до окончаниясмены и в первые полчаса после начала смены.

17.9. Переключения в тепловых схемах АС

17.9.1. Все переключения в тепловыхсхемах должны проводиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации иотражаться в оперативной документации.

17.9.2. В случаях, непредусмотренных инструкциями, а также при необходимости участия двух и болеенесоподчиненных исполнителей переключения должны выполняться по программам.

Сложные переключения,предусмотренные инструкциями, а также более двух любых переключений, проводимыхсоподчиненным персоналом должны проводиться по бланкам переключений.

17.9.3. К сложным относятсяследующие переключения:

- опробование основного иответственного вспомогательного оборудования;

- проверка работоспособностии настройка предохранительных устройств;

- вывод оборудования времонт и резерв и ввод его в работу;

- гидравлические опрессовкиоборудования и тепловых сетей;

- специальные испытанияоборудования;

- изменения тепловой схемыэлектростанции;

- проверка и испытания новыхнетрадиционных способов эксплуатации оборудования;

- на оборудовании системважных для безопасности;

- длительные по времени;

- ввод основногооборудования после монтажа и реконструкции.

17.9.4. На каждой АС должен бытьразработан перечень сложных переключений, утвержденных главным инженером.Перечень должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции или демонтажаоборудования, изменения технологических схем и схем технологических защит иавтоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться 1 раз в 3 года. Копииперечня должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персонала цехаи АС.

17.9.5. Главным инженером АС долженбыть утвержден список лиц из административно-технического персонала, имеющихправо контролировать выполнение переключений, проводимых по бланкам илипрограммам. Список должен быть скорректирован при изменении состава персонала.Копии списка должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персоналацеха и энергопредприятия.

17.9.6. На каждой АС должны бытьразработаны перечни (перечень) работ, выполняемых по бланкам переключений. Вбланке переключений должны быть указаны:

- объект переключений;

- время начала и окончанияпереключений;

- условия, необходимые дляпроведения переключений;

- сведения о персонале,выполняющем переключения;

- последовательностьпроизводства переключений;

- положение запорной и регулирующейарматуры после окончания переключений;

- персонал, осуществляющийконтроль за ходом выполнения переключений и несущий за них ответственность.

Для часто повторяющихсяпереключений на АС должны применяться заранее составленные типовые бланки.

17.9.7. Программы переключений втепловых схемах АС должны быть утверждены главным инженером АС.

Для повторяющихсяпереключений могут применяться типовые программы.

17.9.8. В программах работ,связанных со сложными переключениями, должны быть указаны:

- цель выполненияпереключений;

- объект переключений;

- условия проведения работпо переключениям;

- мероприятия по подготовкек выполнению переключений;

- плановое время начала иокончания переключений, которое может уточняться в оперативном порядке;

- необходимость инструктажаперсонала;

- порядок ипоследовательность выполнения операций с указанием положения запорной ирегулирующих органов и элементов технологических защит и автоматики;

- персонал, привлеченный кучастию в переключениях;

- персонал, осуществляющийконтроль за проведением переключений на каждом этапе и за конкретнымоборудованием;

- обязанности иответственность персонала, указанного в программе;

- перечень мероприятий пообеспечению безопасности проведения работ по переключениям;

- действия персонала привозникновении аварийной ситуации или положения, угрожающего жизни людей ицелостности оборудования;

- состояние оборудования,арматуры, элементов защит и автоматики после окончания работ по переключениям.

17.9.9. Все работы по бланкам(типовым бланкам) и программам переключений должны проводиться с разрешения ипод надзором начальника смены АС (начальника смены энергоблока АС).

Руководить переключениями побланкам (типовым бланкам) должно контролирующее лицо из числа старшегооперативного персонала смены.

Сами переключения долженпроизводить специально проинструктированный оперативный, оперативно-ремонтный,оперативно-наладочный персонал, привлекаемый к производству работ (старшиеоператоры, операторы, машинисты, обходчики, слесари, аппаратчики, дежурные поучастку).

Список лиц, которые могутбыть контролирующими работ по бланкам и программам переключений, должен бытьутвержден главным инженером АС.

17.9.10. Бланки и программыпереключений должны храниться наравне с другой оперативной документацией.

17.9.11. Типовые бланки и программыпереключений должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года и корректироватьсяв связи с реконструкцией, изменением технологических схем и схемтехнологических защит и автоматики.

17.9.12. Запрещается начинатьплановые переключения в тепловых схемах АС за полчаса до окончания смены и впервые полчаса после начала смены.

17.10. Средства диспетчерского и технологическогоуправления (СДТУ)

17.10.1. Диспетчерские управления,энергообъединения, электростанции, предприятия и районы электрических итепловых сетей, электрические подстанции должны быть оснащены средствами СДТУ всоответствии с действующими нормативными документами. Эксплуатация СДТУ должнаобеспечивать постоянное их функционирование и готовность к действию приустановленном качестве передачи информации в нормальных и аварийных режимахэнергосистем.

17.10.2. Аппаратура СДТУ,установленная на диспетчерских пунктах, электрообъединениях,электропредприятиях и энергообъектах, должна быть закреплена за службами(предприятиями) СДТУ соответствующего управления. Аппаратура связи ителемеханики высшего уровня управления, установленная на объектах низшегоуровня управления, должна эксплуатироваться персоналом, обслуживающим СДТУданного объекта.

17.10.3. Эксплуатация оборудованиявысокого напряжения высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики полиниям электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочастотныхзаградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы,разрядники элементов настройки и фильтров присоединения) должна осуществлятьсяперсоналом, обслуживающим установки высокого напряжения.

17.10.4. Техническое обслуживание иповерка датчиков (преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичныхобмоток трансформаторов тока и напряжения, должны производиться персоналомсоответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения.

17.10.5. Перечень устройств иоборудования, обслуживаемых производственными подразделениями СДТУ АС, суказанием границ обслуживания должен быть утвержден главным инженером АС.

Взаимодействия междуподразделениями и предприятиями, границы обслуживания СДТУ определяются"Инструкцией о порядке взаимодействия подразделений системыоперативно-технического управления междугородними связями взаимоувязанной сетиконцерна "Росэнергоатом", "Типовым положением о подразделениидиспетчерского и технологического управления атомных станций", а такжестанционными документами, разработанными на их основе.

17.10.6. Оперативное и техническое обслуживаниеСДТУ должно быть обеспечено:

- центральными узламисредств управления (ЦУСУ) ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергообъединения;

- дирекцией оперативного ипротивоаварийного планирования концерна "Росэнергоатом";

- цехами (службами) средствдиспетчерского и технологического управления на АС.

В целях обеспечениябесперебойной работы СДТУ должно быть организовано круглосуточное дежурствооперативного персонала.

17.10.7. Средства диспетчерского итехнологического управления должны быть обеспечены гарантированнымэлектропитанием в соответствии с действующими нормативными документами.

17.10.8. Сетевые предприятия, службыи участки СДТУ должны иметь и вести эксплуатационно-технические документы всоответствии с типовыми положениями о службах СДТУ.

17.10.9. Ввод в работу иэксплуатация вновь построенных и реконструированных радиорелейных линий исредств радиосвязи (УКВ и КВ радиостанций) должны быть организованы всоответствии с действующими нормативными документами.

17.10.10. Структура и качественныепоказатели производственных телефонных сетей всех уровней должнысоответствовать действующим нормативным документам по системамавтоматизированной производственной телефонной связи.

17.10.11. Устройства проводной связидолжны быть защищены от опасных и мешающих влияний электроустановок высокогонапряжения в соответствии с действующими нормативными документами.

17.10.12. Порядок и периодичностьизмерений уровня мешающих воздействий и помех, а также порядок действийдежурного персонала узлов связи при превышении допустимых значений мешающихвлияний или помех должны быть установлены местными инструкциями.

17.10.13. На линиях электропередачи,по которым организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики приработах, требующих наложения заземления, должны применяться переносныезаземляющие высокочастотные заградители.

17.10.14. Вывод из работы средствдиспетчерской связи систем телемеханики должен быть оформлен оперативнойзаявкой.

17.10.15. Способ выполнения и режимэксплуатации электрических цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений ителесигнализации до устройства приема и обработки информации должны исключатьпомехи, приводящие к искажению этой информации.

17.10.16. Сопротивление изоляцииэлектрически связанных устройств телемеханики совместно с их внешними связями(за исключением связей с ЭВМ и аппаратурой каналов телемеханики) относительнокорпуса аппарата (земли), а также между цепями, электрически не связаннымимежду собой, должно измеряться мегаомметром 250-500 В и быть не ниже 1 МОм. Припроверке изоляции цепей устройств телемеханики, содержащих полупроводниковыеэлементы, должны быть приняты меры к предотвращению их повреждения. Вустройствах с заземленным нулевым проводом перед проверкой изоляции этот проводдолжен быть отсоединен от земли. Сопротивление изоляции выходных цепейтелеуправления и цепей питания напряжением 220 В должно измеряться мегаомметром1000-2500 В и быть не ниже 10 МОм.

17.10.17. Для вывода из работывыходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях и диспетчерскихпунктах должны применяться специальные общие ключи или отключающие устройства.Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных присоединенийдолжно производиться на разъемных зажимах либо на индивидуальных отключающихустройствах. Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальнымиотключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации разрешаетсявыполнять только по указанию или с ведома диспетчера.

17.10.18. На лицевой и оборотнойсторонах устройств, панелей и пультов СДТУ должны быть надписи, указывающие ихназначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на установленнойна них аппаратуре - надписи или маркировка. Провода внешних устройствтелемеханики должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным связям.

17.10.19. Персонал производственныхподразделений, обслуживающий СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру всоответствии с производственными инструкциями, обращая особое внимание направильность положения переключающих устройств и состояние сигнализациинеисправностей.

17.10.20. Полные или частичныепроверки и ремонт СДТУ должны выполняться по утвержденному графику,согласованному с диспетчерской службой и вышестоящей службой СДТУ.

17.10.21. Все неисправности инеправильные действия СДТУ должны незамедлительно устраняться, учитываться ианализироваться в установленном порядке.

В случае неправильногодействия устройств, их повреждения или отклонения параметров от нормированныхпоказателей должны проводиться дополнительная проверка и устранение указанныхнарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 1

Ответственность за выполнение "основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций". 2

Часть I требования к обеспечению эксплуатации атомных станций. 2

1. Критерии, принципы и требования обеспечения безопасности при эксплуатации АС.. 2

1.1. Общие положения. 2

1.2. Система барьеров и их защита. 3

1.3. Культура безопасности. 4

2. Государственное регулирование безопасности при использовании атомной энергии. 4

3. Задачи и функции эксплуатирующей организации ас.. 6

4. Обеспечение качества. 9

5. Контроль и инспекции эксплуатирующей организации за обеспечением качества и выполнением требований правил и норм в области использования атомной энергии. 11

6. Выбор площадки размещения ас.. 13

7. Проектирование ас.. 14

8. Сооружение ас.. 12

9. Вывод ас из эксплуатации. 13

10. Физическая защита ас.. 15

Часть II правила технической эксплуатации атомных станций. 16

11. Организация эксплуатации АС.. 16

11.1. Задачи и организационная структура. 16

11.2. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений. 18

11.3. Работа с персоналом.. 21

11.4. Контроль за эффективностью работы АС.. 22

11.5. Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция. 23

11.6. Техническая документация. 23

11.7. Контроль за состоянием металла. 27

11.8. Автоматизированные системы управления техническими процессами (АСУ ТП) АС.. 28

11.9. Метрологическое обеспечение. 29

11.10. Радиационная безопасность. 30

11.11. Техника безопасности. 33

11.12. Пожарная безопасность. 34

11.13. Соблюдение природоохранных требований. 35

11.14. Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на АС.. 35

12. Территория, производственные здания, сооружения, санитарно-технические устройства. 37

12.1. Территория. 37

12.2. Производственные здания, сооружения, санитарно-технические устройства. 38

13. Гидротехнические сооружения и водное хозяйство АС.. 39

13.1. Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование. 39

13.2. Водное хозяйство АС, гидрологическое и метеорологическое обеспечение. 42

13.3. Техническое водоснабжение. 43

14. Тепломеханическое оборудование ас и тепловых сетей. 44

14.1. Топливно-транспортное хозяйство. 44

14.2. Котельные установки. 47

14.3. Паротурбинные установки. 50

14.4. Тепловая автоматика и измерения. 55

14.5. Водоподготовка и водно-химический режим.. 57

14.6. Трубопроводы и арматура. 60

14.7. Теплофикационные установки. 62

14.8. Тепловые сети. 64

15. Специальное оборудование АС.. 67

15.1. Ядерное топливо. Транспортно-технологические операции. 67

15.2. Реакторная установка (РУ) 69

15.3. Ядерная безопасность. 73

15.4. Сбор, хранение, транспортировка и захоронение радиоактивных отходов, дезактивация. 76

15.5. Вентиляция и система удаления газообразных радиоактивных отходов. 77

16. Электрическое оборудование АС и сетей. 78

16.1. Генераторы.. 78

16.2. Электродвигатели. 82

16.3. Силовые трансформаторы и масляные реакторы.. 84

16.4. Распределительные устройства. 86

16.5. Аккумуляторные батареи. 89

16.6. Силовые кабельные линии. 91

16.7. Релейная защита и электроавтоматика. 93

16.8. Заземляющие устройства. 96

16.9. Защита от перенапряжений. 97

16.10. Средства электрических измерений. 100

16.11. Освещение. 100

16.12. Система аварийного электроснабжения. 101

16.13. Электролизные установки. 102

16.14. Энергетические масла. 102

17. Оперативно-диспетчерское управление производством и потреблением тепловой и электрической энергии. 102

17.1. Задачи и организация управления. 102

17.2. Планирование режима работы.. 102

17.3. Управление режимом работы.. 102

17.4. Управление оборудованием.. 102

17.5. Предупреждение и ликвидация технологических нарушений. 102

17.6. Требования к оперативным электрическим схемам.. 102

17.7. Оперативный персонал. 102

17.8. Переключения в электрических установках. 102

17.9. Переключения в тепловых схемах АС.. 102

17.10. Средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ) 102

 

журналы, бланки, удостоверения по ОТ


Форум

Популярный форум по вопросам охраны труда, пожарной и промышленной безопасности
вопрос
Задай вопрос - получи ответ;
Сам дай консультацию - поможешь другому.