ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПОАТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Федеральное государственноеунитарное предприятие
"Российский государственный концерн по производству электрической итепловой энергии на атомных станциях" (концерн "Росэнергоатом")

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА

ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИАТОМНЫХ СТАНЦИЙ

СТО 1.1.1.01.0678-2007

Дата введения - 2008-01-07

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Филиалом ФГУП концерн«Росэнергоатом» - Научно-техническим центром по аварийно-техническим работам(НТЦ АТР)

Директор филиала концерна«Росэнергоатом» НТЦ АТР - руководитель разработки В.К. Вуколов

Исполнитель, заместительначальника отдела ТП КЦ А.В. Гайдадей

2 ВНЕСЕН Производственно-техническимдепартаментом

3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ФГУП концерн«Росэнергоатом» от 06.12.2007 № 1254

4 ВЗАМЕН РД ЭО 0348-02

Содержание

1 Область применения

Настоящийстандарт организации «Основные правила обеспечения эксплуатации атомныхстанций» (далее - стандарт) устанавливает основные требования к организации иведению безопасной, надежной и экономичной эксплуатации атомных станций (АС).

Детализированныетребования к оборудованию, процедурам (документации), процессам и персоналу АСустанавливаются нормативными документами ФГУП концерн «Росэнергоатом» (далее -эксплуатирующая организация) - стандартами организации (СТО) и руководящими документами(РД ЭО), а также введенными в действие в эксплуатирующей организациинациональными стандартами и нормативными правовыми актами федеральных органовисполнительной власти.

Настоящийстандарт обязателен для атомных станций, научно-исследовательских институтов,конструкторских, проектных, строительно-монтажных, ремонтных и наладочныхорганизаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги для атомных станций.

Настоящийстандарт не отменяет требования общих и специальных технических регламентов,других нормативных правовых актов в области использования атомной энергии идействующих в эксплуатирующей организации нормативных документов.

Внастоящем стандарте приведены термины по НП-001-97.

2 Нормативные ссылки

Внастоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы:

НП-001-97 Общие положения обеспечениябезопасности атомных станций (ОПБ-88/97)

НП-005-98Положение о порядке объявления аварийной обстановки, оперативной передачиинформации и организации экстренной помощи АС в случае радиационно-опасныхситуаций, утвержденное постановлением Госатомнадзора России от 30.08.02 № 8

НП-006-98Требования к содержанию отчета по обоснованию безопасности АС с реакторами типаВВЭР

НП-011-99Требования к программе обеспечения качества для атомных станций

НП-012-99Правила обеспечения безопасности при выводе из эксплуатации блока атомнойстанции

НП-015-2000Типовое содержание плана мероприятий по защите персонала в случае аварии наатомной станции

НП-017-2000Основные требования к продлению срока эксплуатации блока атомной станции

НП-018-2005Требования к содержанию отчета по обоснованию безопасности АС с реакторами набыстрых нейтронах

НП-030-05Основные правила учета и контроля ядерных материалов

НП-031-01 Нормыпроектирования сейсмостойких атомных станций

НП-032-01Размещение атомных станций. Основные критерии и требования по обеспечениюбезопасности

НП-044-03Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением,для объектов использования атомной энергии

НП-045-03Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей водыдля объектов использования атомной энергии.

ОСПОРБ-99Основныесанитарные правила обеспечения радиационной безопасности, утвержденныеГлавным государственным санитарным врачом Российской Федерации 27.12.99

ПНАЭГ-1-024-90 Правила ядерной безопасности реакторных установок атомныхстанций (ПБЯ РУ АС-89)

ПНАЭГ-1-004-87 Типовое содержание технического обоснования безопасностиреакторной установки (для блока № 3 Калининской АЭС и блока №2 Ростовской АС(ТС ТОБ РУ-87)

ПНАЭ Г-002-87 Нормы расчетана прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок

ПНАЭГ-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования итрубопроводов атомных энергетических установок

ПНАЭГ-9-026-90 Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийногоэлектроснабжения атомных станций

ПНАЭГ-10-012-89 Нормы расчета на прочность стальных защитных оболочек атомныхстанций

РБ-013-2000Требования к содержанию программы вывода из эксплуатации блока атомной станции

СП 2.6.1.28-2000 Правиларадиационной безопасности при эксплуатации атомных станций (ПРБАС-99)

СП 2.6.1.758-99 Нормырадиационной безопасности (НРБ-99)

СПАС-03 Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций

ГОСТ 2.601-95 Единая системаконструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 2.602-95 Единая системаконструкторской документации. Ремонтные документы

ГОСТ 2.604-2000 Единаясистема конструкторской документации. Чертежи ремонтные. Общие требования

ГОСТ12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучениябезопасности труда. Общие положения

ГОСТ14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска,предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ24277-91 Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций.Общие технические условия

ГОСТ23118-99 Конструкции стальные строительные

ГОСТ Р 8.563-96 Государственнаясистема обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

ГОСТР 8.565-96 Государственная система обеспечения единства измерений.Метрологическое обеспечение эксплуатации атомных станций. Основные положения

ГОСТР 51232-98 Вода питьевая. Общие требования к организации и методам контролякачества

СанПиН2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству водыцентрализованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества

СНиП 2.01.51-90Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны

СНиП 2.04.01-85Внутренний водопровод и канализация зданий

СНиП 11-01-2002 Инструкция опорядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документациина строительство предприятий, зданий и сооружений

СНиП11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения

СНиП12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Общие требования

СНиП 41-02-2003 Тепловые сети

Документ Организация работы сперсоналом на атомных станциях, утвержденный приказом Росатома от 15.02.2006 №60

Документ Перечень исодержание документов, составляющих инвестиционный проект продления срокаэксплуатации энергоблоков атомных станций», утвержденный приказом Росатома от09.02.2005 №55

СППНАЭ-93Основные требования к разработке технико-экономического обоснования строительстваатомной станции. Положение о порядке выбора площадки строительства,утвержденные приказом Минатома России от 01.11.94 № 471

РД-04-02-2006Требования к составу комплекта и содержанию документов, обосновывающихбезопасность в период дополнительного срока эксплуатации блока АС

РД-04-27-2006Требования к составу комплекта и содержанию документов, обосновывающихобеспечение ядерной и радиационной безопасности ядерной установки, пунктахранения, радиационного источника и/или заявленной деятельности (для атомныхстанций)

РД153-34.0-45.512 Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системыводородного охлаждения генераторов

РД34.30.310 Методические указания по проверке и испытаниям автоматическихсистем регулирования и защит паровых турбин

РД 34.45-51.300-97Объем и нормы испытаний электрооборудования

РД 95 10524-00 Положение опаспорте метрологической службы атомной станции. Порядок составления и ведения

РД 95 10525-2000 Инструкцияпо составлению номенклатурных перечней средств измерений, находящихся вэксплуатации на атомных станциях и подлежащих поверке, калибровке, а такжепереводимых в разряд индикаторов

Руководство по техническомуобслуживанию резервных дизельных электрических станций Минатомэнерго СССР,утвержденное Минатомэнерго СССР 28.12.88

СО153-34.03.603-2003 Инструкция по применению и испытанию средств защиты,используемых в электроустановках

СО 153-34.20.518-2003 Типоваяинструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии

СП ПНАЭ-4.1-87 Основныетребования по составу и объему изысканий при выборе пункта и площадки АЭС,утвержденные Минатомэнерго СССР в 1989 г.

Инструкция по эксплуатации итехническому обслуживанию агрегатов бесперебойного питания на атомных станциях,утвержденная приказом концерна «Росэнергоатом» от 26.01.99 № 18

РДЭО 0007-2005 Типовая инструкция по эксплуатации производственных зданий исооружений атомных станций

РД ЭО 0052-00Дизель-генераторные установки атомных станций. Общие технические требования

РД ЭО 0069-97 Правилаорганизации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомныхстанций

РД ЭО 0085-97 Техническоеобслуживание и ремонт систем и оборудования атомных станций. Нормативнаяпродолжительность ремонта энергоблоков АС

РД ЭО 0086-97 Техническоеобслуживание и ремонт систем и оборудования атомных станций. Обеспечениекачества. Основные положения

РД ЭО 0127-98 Техническоеобслуживание и ремонт систем и оборудования атомных станций. Правилаорганизации работ со вскрытием оборудования

РД ЭО 0134-01 Положение осистеме управления охраной труда предприятия, организации концерна«Росэнергоатом»

РД ЭО 0145-99 Инструкция.Порядок составления, согласования и утверждения перечней методик выполненияизмерений, применяемых на атомных станциях

РД ЭО 0158-99 Инструкция.Порядок составления, согласования и утверждения Перечней проектной,конструкторской и технологической документации атомных станций, относящихся ксфере метрологического обеспечения

РД ЭО 0202-00 Первичнаякалибровка средств измерений. Организация и порядок проведения

РД ЭО 0214-2005 Общее руководство покачеству

РД ЭО 0274-01 Техническиетребования к поверочным лабораториям атомных станций

РД ЭО 0296-01 Методическиеуказания по составлению технического отчета об эффективности и тепловойэкономичности работы атомной электростанции

РД ЭО 0318-01 Метрологическоеобеспечение неразрушающего контроля и диагностики на атомных станциях. Основныеположения

РД ЭО 0329-01 Организациятехнического обслуживания, эксплуатации и строительства средств диспетчерскогои технологического управления на объектах атомной энергетики. Общие положения

РД ЭО 0431-02 Положение обаттестации персонала метрологических служб АС. Организация и порядок проведения

РДЭО 0466-03 Основные правила обеспечения охраны окружающей среды атомныхстанций (без учета радиационного фактора)

РД ЭО 0470-05 Положение опроверке готовности АЭС к локализации и ликвидации чрезвычайных ситуацийприродного и техногенного характера

РД ЭО 0494-03 Положение орасследовании незапланированного или аварийного облучения персонала филиаловконцерна «Росэнергоатом»

РД ЭО 0516-04 Положение ометрологической службе концерна «Росэнергоатом»

СТ ЭО 0143-2005 Положение огодовых отчетах по оценке состояния безопасности при эксплуатации энергоблоковАС

СТ ЭО 0542-2006 Стандартэксплуатирующей организации. Порядок организации и проведения модернизациисистем и оборудования

3 Сокращения

Внастоящем стандарте приняты следующие сокращения:

АВР- автоматический ввод резерва

АИИСКУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система контроля и учетаэлектроэнергии и мощности

АО- акционерное общество

АРВ- автоматический регулятор возбуждения

АРМЧ- автоматический регулятор частоты и мощности

АС- атомная станция

АСУТП - автоматизированная система управления технологическим процессом

АТС- автоматизированная телефонная станция

АЦ- аварийный центр

АТЦ- аварийно-технический центр

БВ- бассейн выдержки

БН- реактор на быстрых нейтронах

БОВ- блок очистки воздуха

БП- бассейн перегрузки

БЩУ- блочный щит управления

ВВЭР- водо-водяной энергетический реактор

ВИУР- ведущий инженер управления реактором

ВЛ- воздушная линия

ГЗЗ- главная запорная задвижка

ГОМС- головная организация метрологической службы по метрологическому обеспечениюразвития и эксплуатации АС

ГЦН- главный циркуляционный насос

ГЦК- главный циркуляционный контур

ДВ- допустимый выброс

ДС- допустимый сброс

ЕЭС- единая энергосистема

ЖРО- жидкие радиоактивные отходы

ЗН- зона наблюдения

ЗПУПД- защищенный пункт управления противоаварийными действиями

ЗРУ- закрытое распределительное устройство

Ик- карбонатный индекс

КИА- контрольно-измерительная аппаратура

КМПЦ- контур многократной принудительной циркуляции

КРУ- комплектное распределительное устройство

КРУН- комплектное распределительное устройство наружной установки

КУ- контрольный уровень

КЦ- кризисный центр концерна «Росэнергоатом»

КЧС- комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечениюпожарной безопасности

КЧСК- комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечениюпожарной безопасности концерна (эксплуатирующей организации)

КЧСО- комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечениюпожарной безопасности объекта (атомной станции)

МВИ- методика выполнения измерений

МКУ- минимально контролируемый уровень

МПА- максимальная проектная авария

МСЧ- медицинская санитарная часть

НД- нормативная документация

НП- нормы и правила

НРБ- нормы радиационной безопасности

НС- начальник смены

НСБ- начальник смены блока

НСО- начальник смены очереди

ОАО- открытое акционерное общество

ОДУ- объединенное диспетчерское управление

ОИТ- сертификация оборудования, изделий и технологий для ядерных установок,радиационных источников и пунктов хранения

ООБ- отчет по обоснованию безопасности

ОПАС- оказание экстренной помощи атомным станциям

ОРУ- открытое распределительное устройство

ОТВС- отработавшая тепловыделяющая сборка

ОТК- отдел технического контроля

ОЭС- объединенная энергосистема

ПА- противоаварийная автоматика

ПДВ- предельно допустимый выброс

ПДК- предельно допустимая концентрация

ПДС- предельно допустимый сброс

ПНР- предпусковые наладочные работы

ПКТД- проектная, конструкторская и технологическая документация

ПОКАС(О) - общая программа обеспечения качества для блоков АС или АС

ПОКАС(ВП) - программа обеспечения качества при выборе площадки для размещения блокаАС или АС

ПОКАС(П) - программа обеспечения качества при проектировании блока АС или АС

ПОКАС(РУ) - программа обеспечения качества при разработке реакторной установки дляблока АС или АС

ПОКАС(Р) - программа обеспечения качества при разработке оборудования, изделий исистем, важных для безопасности АС

ПОКАС(И) программа обеспечения качества при изготовлении оборудования, изделий исистем, важных для безопасности АС

ПОКАС(С) - программа обеспечения качества при сооружении блока АС или АС

ПОКАС(ВЭ) - программа обеспечения качества при вводе в эксплуатацию блока АС или АС

ПОКАС(Э) - программа обеспечения качества при эксплуатации блока АС или АС

ПОКАС(ВвЭ) - программа обеспечения качества при выводе из эксплуатации блока АС илиАС

ППР- планово-предупредительный ремонт

ПТО- производственно-технический отдел

ПУЭ- правила устройства электроустановок

ПЭМ- производственный экологический мониторинг

РАР- руководитель аварийных работ

РБМК- реактор большой мощности, канальный

РВ- радиоактивные вещества

РД- руководящий документ

РДУ- региональное диспетчерское управление

РДГ- расчетный диспетчерский график

РДЭС- резервная дизельная электрическая станция

РЗА- релейная защита и электроавтоматика

РПН- регулирование напряжения под нагрузкой

РСЧС- единая государственная (российская) система предупреждения и ликвидациичрезвычайных ситуаций

РУ- реакторная установка

РУС- распределительное устройство

РЩУ- резервный щит управления

САЭ- система аварийного электроснабжения

СВБ- система, важная для безопасности

СЗЗ- санитарно защитная зона

СДТУ- средства диспетчерского и технологического управления

СИ- средства измерения

СИЗ- средства индивидуальной защиты

СКЦ- ситуационно-кризисный центр

СН- собственные нужды

СНиП- строительные нормы и правила

СО- системный оператор

СО-ЦДУЕЭС - системный оператор - центральное диспетчерское управление единойэнергосистемой

СУЗ- система управления и защиты

СФЗ- система физической защиты

СЧСК- система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций концерна(эксплуатирующей организации)

СЧСО- система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций объекта (атомнойстанции)

ТАИ- тепловая автоматика и измерения

ТВС- тепловыделяющая сборка

Твэл- тепловыделяющий элемент

ТЗ- техническое задание

ТК- технологический канал

ТРО- твердые радиоактивные отходы

ТУ- технические условия

ТЭО- технико-экономическое обоснование

УКК- учебно-курсовой комбинат

УП- указатель положения

УРОВ- устройство резервирования отказа выключателя

УТП- учебно-тренировочный пункт

УТЦ- учебно-тренировочный центр

ФГУ- функционально-групповое управление

ФСТ- Федеральная служба тарифов

ХЖО- хранилище жидких радиоактивных отходов

ХТРО- хранилище твердых радиоактивных отходов

ЦТАИ- цех тепловой автоматики и измерений

ЧС- чрезвычайная ситуация

ЭВМ- электронная вычислительная машина

ЭГП- электрогидравлический преобразователь

ЭТЛ- электротехническая лаборатория

ЯМ- ядерные материалы

ЯТ- ядерное топливо

4 Предпусковые наладочные работы. Приемка вэксплуатацию блока АС

4.1Новые или расширяемые АС, их отдельные очереди, пусковые комплексы принимаютсяв эксплуатацию в порядке, установленном НД «Правила приемки в эксплуатациюзаконченных строительством энергоблоков атомных станций» и другими действующимнормами и правилами.

4.2Приемка в эксплуатацию атомных станций или их частей осуществляется в объемепускового комплекса, который должен быть разработан и представлен разработчикомпроекта АС.

4.3Энергоблоки АС принимаются в эксплуатацию Государственной приемочной комиссиейв два этапа: в опытную и промышленную эксплуатацию.

Приемкав опытную эксплуатацию производится при устойчивой работе энергоблока в течение72 часов на уровне тепловой мощности не менее 50 % от номинальной.Опытно-промышленная эксплуатация осуществляется в течение времени, необходимогодля освоения проектной мощности и проведения в полном объеме испытаний попрограмме энергетического пуска и опытно-промышленной эксплуатации. Приемка впромышленную эксплуатацию энергоблока АС производится Государственнойприемочной комиссией после завершения опытной эксплуатации и проведениякомплексного опробования на номинальной мощности.

4.4Общее руководство, контроль и координацию работ по вводу энергоблока АС(пускового комплекса) в эксплуатацию должна осуществлять эксплуатирующаяорганизация с участием разработчиков проектов реакторной установки и атомнойстанции.

Соблюдениетребований безопасности при вводе энергоблока АС (пускового комплекса) вэксплуатацию должна обеспечивать администрация АС.

4.5Эксплуатирующей организацией в целях безопасного и качественного ведения работпо вводу энергоблока АС (пускового комплекса) в эксплуатацию должны бытьразработаны Программа ввода блока АС в эксплуатацию и Программа обеспечениякачества при вводе в эксплуатацию блока АС или АС - ПОКАС (ВЭ).

Программаввода блока АС 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.

Программаобеспечения качества при вводе в эксплуатацию блока АС или АС должнапредставлять собой комплекс организационных и технических мероприятий повыполнению работ при вводе энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатациюв соответствии с требованиями правил и норм по безопасности, проектной иконструкторской документации, а также по осуществлению контроля за даннымиработами; программа должна определять права, обязанности и ответственностьорганизаций и предприятий, участвующих в обеспечении ввода энергоблока(пускового комплекса) в эксплуатацию и порядок их взаимодействия.

4.6АС обеспечивает разработку и согласование программ предпусковых наладочныхработ, физического и энергетического пусков и опытно-промышленной эксплуатации.Программы должны быть утверждены эксплуатирующей организацией и представлятьсяв установленном порядке Ростехнадзору для получения разрешений на отдельныеэтапы работ.

4.7Для выполнения работ по вводу энергоблока (пускового комплекса) АС вэксплуатацию эксплуатирующая организация АС должна иметь разрешение органовРостехнадзора на право ведения работ в области использования атомной энергии.

4.8Перед приемкой в промышленную эксплуатацию энергоблока (пускового комплекса) АСв порядке, установленном нормами и правилами, в соответствии с программой вводаблока АС в эксплуатацию, согласованной с органами Ростехнадзора, должны бытьпроведены:

-предпусковые наладочные работы (ПНР), которые начинаются с принятия напряженияна системе энергоснабжения энергоблока АС по проектной схеме и заканчиваютсяготовностью энергоблока атомной станции к физическому пуску;

-физический пуск, который начинается с загрузки ядерного топлива в реактор изаканчивается необходимыми экспериментами по программе физпуска;

-энергетический пуск, этап ввода АС в эксплуатацию от завершения физическогопуска до начала выработки электроэнергии;

-опытно-промышленная эксплуатация, которая предусматривает комплексноеопробование и прием в промышленную эксплуатацию - поэтапное увеличение мощностиэнергоблока АС с проведением необходимых испытаний оборудования и систем дляподтверждения проектных параметров.

Требованияк последовательности и объему предпусковых наладочных работ, физического,энергетического пусков и приемочные критерии для вводимых в эксплуатациюоборудования и систем АС устанавливаются в проекте АС.

4.9При вводе энергоблока АС в эксплуатацию до приемки его в промышленнуюэксплуатацию должны быть обеспечены условия эксплуатационной готовности,установленные действующими нормами и правилами в области использования атомнойэнергии и нормативными документами эксплуатирующей организации».

4.10Для оперативного и научно-технического руководства пуском энергоблока на периодс начала проведения ПНР и кончая испытаниями на этапе освоения номинальноймощности создается непосредственно на АС Группа руководства пуском подруководством главного инженера АС, в состав которой входят представителипредприятий и организаций, осуществляющих научно-технический и авторский надзорза пуском АС (энергоблока).

4.11В процессе выполнения работ по вводу энергоблока (пускового комплекса) АС вэксплуатацию должны быть подтверждены, с документальным оформлением, проектныехарактеристики оборудования и систем, а также уточнены технологическиеограничения, пределы и условия безопасной эксплуатации энергоблока АС.

4.12Испытания оборудования и систем должны проводиться по проектным схемам послеокончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Испытания должныпроводиться по программам. Перед испытаниями должно быть проверено выполнениетребований программы, а также настоящего стандарта, строительных норм и правил,норм и правил органов государственного регулирования безопасности, правилустройства электроустановок, правил охраны труда и промышленной санитарии,правил взрыво - и пожаробезопасности, требований по защите окружающей среды,указаний заводов изготовителей, требований проектно-конструкторскойдокументации, инструкций по монтажу оборудования.

4.13С момента утверждения акта готовности оборудования и систем для выполненияработ по вводу энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию на этомоборудовании и системах должен быть установлен эксплуатационный режим иобслуживание их должно осуществляться эксплуатационным персоналом.

АСна основании утвержденного технологического регламента, документацииразработчиков оборудования и проекта АС до предпусковых наладочных работобеспечивает разработку инструкций по эксплуатации, которые в дальнейшем должныбыть откорректированы по результатам ввода энергоблока АС.

4.14Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефектыоборудования, выявленные в процессе предпусковых наладочных работ, физическогои энергетического пусков должны быть устранены строительными, монтажнымиорганизациями и заводами изготовителями, соответственно, до начала следующегоэтапа.

Есливыявленные дефекты, недоделки приводят к нарушению требований действующихнормативных документов по безопасности в атомной энергетике, то оборудование,системы или энергоблок АС должны быть переведены в безопасное состояние доустранения выявленных дефектов и недоделок.

4.15Приемка оборудования и систем к проведению предпусковых наладочных работ,физического и энергетического пусков, включая комплексное опробование и приемэнергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию, проводятся рабочимикомиссиями, назначаемыми в установленном порядке.

Вслучае необходимости рабочие комиссии могут образовывать специализированныеподкомиссии (строительную, турбинную, гидротехническую, электрическую, посистемам контроля и управления и др.). Подкомиссии должны составить акты осостоянии соответствующей их профилю части объекта и готовности ее кпредпусковым наладочным работам, физическому, энергетическому пускам, а такжекомплексному опробованию и приему в эксплуатацию энергоблока (пусковогокомплекса), которые должны быть утверждены рабочей комиссией.

4.16Решение о проведении предпусковых наладочных работ, физического иэнергетического пусков, включая комплексное опробование, прием энергоблока(пускового комплекса) в эксплуатацию, принимает Государственная приемочнаякомиссия, назначаемая в установленном порядке, на основании актов рабочейкомиссии, при наличии разрешений органов государственного регулированиябезопасности.

Работына каждом этапе (подэтапе) ввода энергоблока (пускового комплекса) АС вэксплуатацию должны начинаться при полной готовности зданий, сооружений(помещений), оборудования и систем энергоблока к конкретному этапу (подэтапу),успешном выполнении всех работ предшествующего этапа (подэтапа) и полученияразрешения Ростехнадзора. Завершение работ каждого этапа (подэтапа) должносопровождаться анализом результатов испытаний, проводимых на данном этапе(подэтапе) и оформлением акта рабочей комиссии.

4.17Перед энергопуском должны быть подготовлены условия для надежной и безопаснойэксплуатации энергоблока (пускового комплекса), укомплектован и обучен (спроверкой знаний) оперативный и ремонтный персонал, разработаныэксплуатационные инструкции и оперативные схемы, техническая документация поучету и отчетности; подготовлены запасы ядерного топлива, материалов; запасныечасти, средства технического обслуживания и ремонта оборудования и систем;введены в действие средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ)с линиями связи; системы пожарной сигнализации и пожаротушения, радиационногоконтроля, управления и защиты, вентиляции, устройства переработки и хранениярадиоактивных отходов; получены разрешения на эксплуатацию оборудования исистем от Ростехнадзора и других органов государственного регулирования безопасности,санитарной инспекции, инспекции Роструда.

Приэнергопуске должны быть проверены работоспособность оборудования итехнологических схем, безопасность их эксплуатации, при проектных параметрахпроведена проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числеавтоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройствсигнализации и контрольно-измерительных приборов.

4.18Комплексное опробование энергоблока АС (пускового комплекса) должно проводитьсяперсоналом атомной станции.

Прикомплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основныхустановок и их вспомогательного оборудования под нагрузкой.

Комплексноеопробование оборудования (установок) по схемам, не предусмотренным проектом,запрещается.

Прикомплексном опробовании должны быть включены предусмотренные проектомконтрольно-измерительные приборы, блокировки, устройства сигнализации идистанционного управления, защиты, автоматические регуляторы, АСУ ТП.

Комплексноеопробование энергоблока (пускового комплекса) считается проведенным при условиинормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 15 суток припостоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования попроектной схеме на номинальной мощности энергоблока в базовом режиме.

4.19Рабочая комиссия должна принять по акту оборудование после комплексногоопробования энергоблока (пускового комплекса) и устранения выявленных дефектови недоделок, а также составить акт о готовности законченных строительствомзданий и сооружений для предъявления Государственной приемочной комиссии.

4.20При приемке оборудования, зданий и сооружений рабочей комиссией генеральнаяподрядная строительная организация должна представить документацию в объеме,предусмотренном строительными нормами и правилами и нормативными документами,действующими в атомной энергетике.

4.21Контроль за устранением дефектов и недоделок, выявленных рабочей комиссией,должна осуществлять администрация АС.

4.22Приемка энергоблока АС (пускового комплекса) в промышленную эксплуатацию Государственнойприемочной комиссией должна производиться только после опытно-промышленнойэксплуатации и завершения в полном объеме необходимых испытаний, результатыкоторых подтверждают, что оборудование и системы выполнены и функционируют всоответствии с требованиями проекта, проведения комплексного опробованияэнергоблока, АС (пускового комплекса) на номинальной мощности в базовом режиме.

4.23Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами,недоделками запрещается.

Послекомплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделокГосударственная приемочная комиссия должна оформить акт приемки в промышленнуюэксплуатацию оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями.

4.24Государственной приемочной комиссии должна быть представлена документация,подготовленная рабочей комиссией в объеме, предусмотренном строительныминормами и правилами и нормативными документами, действующими в атомнойэнергетике.

Вседокументы должны быть занесены в общий каталог, а в отдельных папках сдокументами должны быть заверенные описи содержимого.

Документыдолжны храниться в техническом архиве АС вместе с документами, составленнымиГосударственной приемочной комиссией.

4.25Законченные строительством отдельно стоящие здания, сооружения иэлектротехнические устройства, встроенные или пристроенные помещенияпроизводственного, подсобно-производственного и вспомогательного назначения сосмонтированными в них оборудованием, средствами управления и связи, сооружения,помещения гражданской обороны, входящие в состав АС, принимаются в эксплуатациюрабочими комиссиями по мере их готовности, до приемки энергоблока (пусковогокомплекса), для предъявления их Государственной приемочной комиссии.

4.26Физический и энергетический пуски РУ вновь вводимого блока должен осуществлятьперсонал АС под руководством главного инженера АС в соответствии с программамифизического и энергетического пусков, утвержденными эксплуатирующейорганизацией. Программы должны быть направлены в Ростехнадзор в установленном порядке.

Руководствопроведением экспериментов в соответствии с программами физического иэнергетического пусков осуществляет Научный руководитель пуска, назначаемыйэксплуатирующей организацией. Руководство проведением экспериментов в смене попрограмме физического пуска и в соответствии со сменным заданием осуществляетконтролирующий физик через начальника смены энергоблока АС.

4.27Вновь вводимая в эксплуатацию РУ должна после монтажа подвергаться промывке всоответствии с программой предпусковых наладочных работ.

Послепромывки контуры РУ должны заполняться теплоносителем, качество которого должносоответствовать требованиям, определенным соответствующими нормативнымидокументами.

4.28Все пусковые работы, начиная с загрузки ядерного топлива в активную зонуядерного реактора, должны проводиться при включенной в работу аппаратуреконтроля состояния активной зоны (датчики всех каналов контроля должныустанавливаться в зоне максимальной чувствительности), дозиметрическойаппаратуре и при наличии средств индивидуального дозиметрического контроля узанятого в пусковых работах персонала.

4.29До начала физического пуска РУ должны быть испытаны и введены в работу всесистемы безопасности АС.

4.30В процессе физического и энергетического пусков вновь вводимой РУ должны бытьполучены экспериментальные данные о нейтронно-физических параметрах активнойзоны, эффекты реактивности, характеристики рабочих органов СУЗ, уточненырабочие характеристики оборудования и систем, а также пределы и условиябезопасной эксплуатации.

4.31Вывод РУ на заданный уровень мощности должен осуществляться в соответствии стехнологическим регламентом эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС иинструкцией по эксплуатации РУ.

Впервые 72 часа работы вновь вводимого блока под нагрузкой оперативный персоналАС должен контролировать состояние реакторной установки вдвое чаще, чем придлительной эксплуатации.

4.32Ввод АСУ ТП в эксплуатацию осуществляется в два этапа: опытно-промышленную ипромышленную.

Приемкав опытно-промышленную эксплуатацию головных образцов АСУ ТП должнапроизводиться при участии представителей организации-разработчика АСУ ТП.

Продолжительностьопытно-промышленной эксплуатации АСУ ТП в части выполнения функций должнаопределяться достижением критериев, установленных программами испытаний ипроектными параметрами.

Техническиесредства и подсистемы АСУ ТП, необходимые для проведения пусконаладочных работ,физического и энергетического пусков, должны быть приняты в опытно-промышленнуюэксплуатацию до проведения указанных этапов ввода энергоблока в эксплуатацию.

4.33При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кромедокументации, предусмотренной строительными нормами и правилами и отраслевымиправилами приемки, должны быть оформлены и переданы АС:

-исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт,выполненный в масштабе 1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций вданном районе трассы;

-скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий нанапряжение 110 кВ и выше должен быть согласован с заводом-изготовителем кабелейи эксплуатирующей организацией;

-чертеж кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациямидля кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линийна напряжение от 6 до 10 кВ;

-акты состояния кабелей на барабанах и в случаях необходимости протоколыразборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна);

-кабельный журнал;

-инвентарная опись всех элементов кабельной линии;

-акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелейсо всеми подземными коммуникациями;

-акты на монтаж кабельных муфт;

-акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;

-акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от электрохимическойкоррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом;

-протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением послепрокладки;

-результаты измерения сопротивления изоляции;

-акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

-протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низкихтемпературах;

-акт проверки и испытания автоматических стационарных установок системпожаротушения и пожарной сигнализации.

Кромеперечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линиинапряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительнопереданы АС:

-исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий от110 до 220 кВ низкого давления);

-результаты испытаний масла во всех элементах линий;

-результаты пропиточных испытаний;

-результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокогодавления;

-результаты проверки систем сигнализации давления;

-акты об усилиях тяжения при закладке;

-акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки;

-протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;

-результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;

-результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждойфазы;

-результаты измерения емкости жил кабелей;

-результаты измерения активного сопротивления изоляции;

-результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

Присдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны бытьоформлены и переданы заказчику:

-кабельный журнал;

-скорректированный проект линий;

-акты;

-протоколы испытаний и измерений.

4.34Подводная часть всех гидротехнических сооружений (с закладнойконтрольно-измерительной аппаратурой и оборудованием) должна быть выполнена вобъеме пускового комплекса и принята рабочей комиссией до их затопления.

4.35Приемка гидротехнических сооружений атомных станций проводится в установленномпорядке.

4.36Датой ввода энергоблока (пускового комплекса) АС в промышленную эксплуатациюсчитается дата подписания акта Государственной приемочной комиссией.

4.37Эксплуатация энергоблока (пускового комплекса) АС допускается только приналичии от Ростехнадзора разрешения (лицензии) на эксплуатацию, оформленного вустановленном порядке.

5 Организация эксплуатации АС

5.1 Задачи и организационная структура

5.1.1Основными обязанностями работников эксплуатирующей организаций АС, атомныхстанций, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатациюАС, являются:

-соблюдение пределов и условий безопасной эксплуатации АС (блока АС);

-обеспечение надежной и экономичной работы оборудования АС;

-снижение вредного воздействия производства на людей и окружающую среду;

-соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины;

-поддержание нормального качества отпускаемой энергии, нормированных частоты инапряжения электрического тока, давления, температуры пара и горячей воды нанужды теплоснабжения;

-повышение экономической эффективности производства электрической энергии засчет оптимизации режимов работы АС.

5.1.2Персонал АС должен ясно представлять особенности производства тепловой иэлектрической энергии на АС, особенность энергетического производства, основныетребования, предъявляемые рынком электроэнергии (мощности) к производителямэлектрической энергии, обязан соблюдать трудовую и технологическую дисциплину,выполнять настоящий стандарт, правила охраны труда, радиационной, ядерной,технической и пожарной безопасности, инструкции и другие директивные документы,касающиеся его деятельности, правила личной гигиены и внутреннего распорядка.

5.1.3Атомные станции должны обеспечивать:

-производство и поставку электрической и тепловой энергии покупателям оптовогорынка электрической энергии (мощности);

-безопасную, надежную, безаварийную работу оборудования, сооружений, устройствсистем управления;

-обновление основных производственных фондов путем технического перевооружения имодернизации оборудования;

-повышение эффективности использования установленного оборудования;

-выполнение требований правил и регламентов рынка электроэнергии (мощности);

-качественный подбор, высокую профессиональную подготовку и поддержаниетребуемой квалификации персонала на все время эксплуатации АС;

-поддержание и развитие культуры безопасности;

-внедрение и освоение новой техники, технологии ремонта и эксплуатации,эффективных и безопасных методов организации производства и труда;

-сбор, обработку, анализ, хранение информации об отказах оборудования идействиях персонала в случаях нарушений в работе АС;

-обеспечение качества эксплуатации и реализацию ПОКАС(Э) на АС;

-планирование, организацию и осуществление комплекса организационных иинженерно-технических мероприятий по защите персонала АС от ЧС природного итехногенного характера;

-расследование случаев нарушений в работе АС, разработку и реализациюкорректирующих мер, предотвращающих повторное возникновение причин нарушений;

-использование на АС своего и заимствованного опыта.

5.1.4Атомные станции функционируют в составе энергетической системы, представляющейсобой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей,связанных общностью режима работы и имеющих оперативное управление,осуществляемое диспетчерской службой.

Несколькоэнергосистем, имеющих общий режим работы и общее диспетчерское управление,образуют объединенную энергосистему.

Объединенныеэнергосистемы, соединенные межсистемными связями, имеющие общий режим работы ицентральное диспетчерское управление и охватывающие значительную частьтерритории страны, образуют единую энергосистему.

5.1.5Организации и лица, ответственные за безопасную эксплуатацию АС:

-эксплуатирующая организация несет ответственность за безопасность АС, а такжеза безопасное обращение с ЯМ и РВ. Указанная ответственность не снимается с неев связи с самостоятельной деятельностью и ответственностью организаций,выполняющих для АС работы или предоставляющих услуги. Эксплуатирующаяорганизация осуществляет контроль за безопасностью АС, организуетраспространение и использование на АС своего и заимствованного опыта;

-персонал АС несет ответственность за безопасную эксплуатацию АС в пределах,установленных должностными инструкциями и заключенными с ними трудовымидоговорами;

-на всех этапах жизненного цикла АС ответственность за обоснование и полнотупроектных решений (включая решения по модернизации) несет проектная организация(разработчик проекта) в границах своего проектирования;

-ответственность за принятые проектные решения (включая реконструкцию имодернизацию), обеспечивающие безопасность и надежность реакторной установки,за достижение проектных параметров в рамках технического проекта возлагается наразработчика реакторной установки;

-привлекаемые организации (монтажные, наладочные, научно-исследовательские,заводы-изготовители и т.д.) несут ответственность за полноту и качествовыполняемых работ, а также за выполнение требований правил безопасности своимперсоналом при производстве (проведении) работ на АС.

5.1.6Каждый случай нарушения в работе АС должен быть тщательно расследован и учтен всоответствии с НП «Положениео порядке расследования и учета нарушений в работе атомных станций».

Приавариях и нарушениях в работе оборудования АС, при которых произошел выходрадиоактивных веществ и (или) ионизирующих излучений за предусмотренныепроектом для нормальной эксплуатации границы в количествах, превышающих установленныепределы безопасной эксплуатации, АС обязана немедленно информировать об этомэксплуатирующую организацию, органы государственного регулирования безопасностии заинтересованные организации в установленном порядке.

Вслучае нарушения работы важных для безопасности систем и оборудованияреакторной установки, без угрозы выхода радиоактивных веществ запредусмотренные проектом для нормальной эксплуатации границы, администрация АСобязана своевременно информировать заинтересованные организации и органыгосударственного регулирования безопасности в соответствии с требованиями НП «Положениео порядке расследования и учета нарушений в работе атомных станций».

5.1.7Для обеспечения готовности АС к прохождению климатических периодов на АС должныежегодно разрабатываться и выполняться:

-план мероприятий по подготовке объектов АС к бесперебойной работе в периодпрохождения паводка;

-план мероприятий по подготовке и прохождению грозового периода;

-план мероприятий по подготовке АС к работе в условиях осенне-зимнего максимуманагрузок.

Донаступления соответствующих климатических периодов должна проводитьсякомиссионная проверка готовности АС к их прохождению с составления актапроверки.

5.1.8По итогам работы за год атомная станция должна разрабатывать и выпускать отчето текущем уровне безопасности в соответствии со стандартом эксплуатирующейорганизации «Положение о годовых отчетах по оценке состояния безопасности приэксплуатации энергоблоков АС».

5.1.9Разграничение сфер деятельности руководителей и подразделений и зонобслуживания подразделениями должно осуществляться соответствующими положениямии разделительными ведомостями, утвержденными директором АС.

5.1.10Общее оперативное руководство АС, энергоблоком осуществляют соответственноначальник смены станции, начальник смены блока (очереди). Оперативноеобслуживание оборудования энергоблоков АС осуществляет персонал цехов (служб)по принадлежности.

5.2 Обеспечение качества

5.2.1Обеспечение качества - планируемая и систематически осуществляемаядеятельность, направленная на то, чтобы все работы на этапах выбора площадки,проектирования, сооружения, ввода в эксплуатацию, эксплуатации и вывода изэксплуатации АС, а также конструирования и изготовления для них систем иоборудования выполнялись установленным образом, а их результаты удовлетворялипредъявленным к ним требованиям.

5.2.2Деятельность эксплуатирующей организации АС по обеспечению качества распространяетсяна все этапы жизненного цикла АС от выбора пункта размещения (площадки) дозавершения вывода из эксплуатации.

5.2.3Приоритетом в деятельности по обеспечению качества АС является обеспечениеядерной, радиационной, технической, пожарной, экологической безопасности иохраны труда.

5.2.4В эксплуатирующей организации АС должна быть определена, доведена до всегоперсонала и выполняться Политика в области качества.

ЗнаниеПолитики в области качества является обязательной для работников эксплуатирующейорганизации АС и атомных станций.

5.2.5Обеспечение (повышение) качества выполняемых работ и предоставляемых услугдолжно входить в круг основных задач работников эксплуатирующей организации АСи атомных станций и реализовываться в повседневной деятельности.

5.2.6Для обеспечения требуемого качества деятельности и услуг, выполняемых на АС идля АС, в эксплуатирующей организации АС и на АС должна быть создана ифункционировать система обеспечения качества.

5.2.7Система обеспечения качества АС представляет собой совокупность организационнойструктуры, полномочий и ответственности персонала, процессов и процедур,материальных, людских и финансовых ресурсов, необходимых для обеспечениябезопасного и эффективного функционирования предприятия.

Врамках системы обеспечения качеством необходимо:

-разрабатывать, документально оформлять, доводить до сведения персонала ипериодически анализировать политику в области качества с целью подтверждениясоответствия поставленных руководством целей организации и выполняемой текущейдеятельности;

-создавать организационную структуру управления АС, в которой:

а)определять из числа руководителей АС должностное лицо, ответственное закачество;

б)предусматривать подразделение по качеству;

в)определять обязанности и ответственность руководителей и персонала АС, в томчисле по качеству;

-документировать деятельность, реализуемую на АС, в форме административныхинструкций, организационных, эксплуатационных и других документов, определятьосновные и вспомогательные процессы, устанавливать взаимодействие между ними иответственность за управление, исполнение, контроль, а также решать другиевопросы, относящиеся к их организации;

-выделять применительно к качеству необходимые трудовые, материальные,технические и финансовые ресурсы;

-организовывать обучение работников эффективным способам выполнения работ иповышать их квалификацию;

-предусматривать проведение регулярных внутренних и внешних проверок по качествус последующей разработкой, реализацией, контролем и оценкой эффективностикорректирующих и предупреждающих мероприятий;

-обеспечивать проведение регулярных мероприятий по выбору и контролю поставщиковпродукции и услуг;

-обеспечивать проведение анализа эффективности функционирования системы качествапредприятия руководством АС с последующей разработкой мероприятий по еесовершенствованию.

Требованияк элементам системы обеспечения качества должны учитывать классификациюоборудования, систем и сооружений по влиянию на безопасность АС.

5.2.8В системе обеспечения качества эксплуатирующей организации АС и атомных станцийдолжны постоянно работать следующие принципы:

-каждый работник (руководители и исполнители работ) несет ответственность закачество своей работы;

-все работы на АС проводятся в соответствии с установленным порядком;

-между руководителями и исполнителями установлено разграничение обязанностей пообеспечению качества работ, исключающее дублирование обязанностей;

-между подразделениями при реализации различных видов деятельности установленыграницы разделения работ, определен порядок взаимодействия;

-руководители эксплуатирующей организации АС, атомных станций и руководителиструктурных подразделений проводят периодический контроль и анализ деятельностипо своим направлениям деятельности;

-проверки, инспекции и экспертизы осуществляются компетентными специалистами.

5.2.9Системы обеспечения качества АС и организаций, предоставляющих услугиэксплуатирующей организации АС и АС, описываются в программах обеспечениякачества в соответствии с НП «Требования к программе обеспечения качества дляатомных станций».

5.2.10В случае, если эксплуатирующая организация АС, атомные станции, организации,выполняющие работы или предоставляющие услуги для эксплуатирующей организацииАС, атомных станций внедрили и документально оформили систему менеджментакачества согласно стандартам серии ИСО 9000, то Программа обеспечения качестваможет содержать ссылки на соответствующие элементы этой системы.

5.2.11Эксплуатирующая организация в соответствии с требованиями Федерального закона «Обиспользовании атомной энергии» [1],ОПБ и НП «Требования к программе обеспечения качества для атомных станций» дляфункционирования системы обеспечения качества на атомных станций выполняетследующие обязанности:

-предусматривает и совершенствует организационные структуры эксплуатирующейорганизации АС и атомных станций;

-планирует деятельность по управлению качеством;

-разрабатывает, вводит в действие и сопровождает Общее руководство по качеству идокументы по качеству;

-обеспечивает разработку, утверждение, пересмотр и выполнение ПОКАС (О) ичастных программ: ПОКАС (ВЭ), ПОКАС (Э), ПОКАС (ВвЭ);

-формирует перечень действующих в атомной энергетике норм и правил побезопасности, отраслевых норм, стандартов организации, руководящих документовэксплуатирующей организации;

-устанавливает требования к программам обеспечения качества предприятий иорганизаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги эксплуатирующейорганизации АС и атомным станциям;

-организует работы в соответствии с НД, устанавливающими требования к конкретнымвидам деятельности;

-организует на конкурсной основе работы по обеспечению качества приобретаемыхпродукции и услуг;

-включает требования о наличии плана качества или сертификата в системе ОИТ втиповую форму договора на поставку оборудования, выполнение услуг поставщиками,подрядчиками, обеспечивает контроль за качеством изготовления и приемкуядерного топлива и оборудования для атомных станций;

-осуществляет проведение проверок выполнения программ обеспечения качестваатомными станциями и организациями, предоставляющими услуги, на соответствиеустановленным требованиям;

-обеспечивает разработку типовых и руководящих документов по вопросамобеспечения качества;

-организует сбор и анализ информации о качестве выполненных работ ипредоставленных услуг;

-организует работы по доработке системы обеспечения качества в соответствии стребованиями стандартов ИСО;

-проводит анализ уровня качества, принятие корректирующих действий пообеспечению требуемого уровня безопасности, управление ресурсами для решенияэтой задачи.

5.2.12Эксплуатирующая организация, согласно утвержденным планам, проверяет насоответствие установленным требованиям ПОКАС (ВП), ПОКАС (П), ПОКАС (РУ), ПОКАС(С), ПОКАС (Р), ПОКАС (И).

5.2.13Атомные станции проверяют ПОКАС (О) и ПОКАС (Э) в соответствии с рабочимипрограммами и графиками проверок 1 раз в год.

5.3 Техническое обслуживание, ремонт, модернизацияи управление ресурсными характеристиками оборудования АС

5.3.1На каждой АС для обеспечения безопасной эксплуатации и надежности должны быть организованытехническое обслуживание и ремонт оборудования и систем, ремонт зданий исооружений, а также, при необходимости, осуществляться модернизацияоборудования и систем АС.

5.3.2Ответственность за организацию и проведение технического обслуживания, ремонтаоборудования и систем, зданий и сооружений, модернизации оборудования и системстанции несет администрация АС.

5.3.3Ремонт зданий и сооружений АС должен производиться по перспективным и годовымпланам, а также вне плана по результатам надзора за их состоянием.

5.3.4Организация технического обслуживания и ремонта оборудования и систем АС должнысоответствовать требованиям руководящих документов «Правила организациитехнического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций»«Техническое обслуживание и ремонт систем и оборудования атомных станций.Нормативная продолжительность ремонта энергоблоков АС» «Техническоеобслуживание и ремонт систем и оборудования атомных станций. Обеспечениекачества. Основные положения», «Техническое обслуживание и ремонт систем иоборудования атомных станций. Правила организации работ со вскрытиемоборудования», а также регламентов технического обслуживания и ремонта важныхдля безопасности систем АС.

Послетехнического обслуживания и ремонта системы и оборудование, важные длябезопасности, должны подвергаться проверкам (испытаниям) на работоспособность исоответствие требованиям нормативных документов на ремонт. Проверки (испытания)должны проводиться в соответствии с требованиями РД «Правила организации техническогообслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций», технологическихрегламентов по эксплуатации энергоблоков АС, инструкций по эксплуатации системи оборудования.

5.3.5При выводе систем безопасности в техническое обслуживание, ремонт, а также приих испытаниях и проверках должны соблюдаться установленные в технологическомрегламенте и инструкциях по эксплуатации требования по обеспечениюбезопасности.

5.3.6При техническом обслуживании и производстве ремонтных работ на АС должны выполнятьсятребования правил ядерной, технической и радиационной безопасности, охранытруда и пожарной безопасности.

5.3.7Ремонт головных образцов оборудования на АС должен производиться в сроки и вобъеме в соответствии с программой подконтрольный эксплуатации, согласованной спредприятием-изготовителем (разработчиком) и утвержденной эксплуатирующейорганизацией.

5.3.8Вывод оборудования из работы (резерва) в ремонт или его испытания должныпроизводиться по оперативным заявкам в установленном порядке.

5.3.9Порядок организации и проведения модернизации систем и оборудования АСопределяется стандартом эксплуатирующей организации «Порядок организации ипроведения модернизации систем и оборудования».

Припроведении работ по модернизации систем и оборудования АС должны выполнятьсятребования норм и правил в области использования атомной энергии.

5.3.10Управление ресурсными характеристиками оборудования должно соответствоватьтребованиям правил и норм в области использования атомной энергии и руководящихдокументов эксплуатирующей организации.

5.4Распространение и использование опыта эксплуатации АС

5.4.1Опыт эксплуатации АС является важнейшим источником информации в рамках процессаформирования и принятия решений, направленных на обеспечение безопасной,надежной и экономичной эксплуатации АС, и должен использоваться в течение всегосрока эксплуатации АС эксплуатирующей организацией АС, атомными станциями,организациями, выполняющими работы и предоставляющим услуги для АС.

5.4.2Опыт эксплуатации как отечественных так и зарубежных АС рассматривается,распространяется и используется в процессе:

-проведения конференций, совещаний, советов руководителей и специалистов атомныхстанций, эксплуатирующей организации АС и организаций, выполняющим работы ипредоставляющим работа для АС, по видам деятельности и вопросам эксплуатацииАС;

-проведения проверок состояния эксплуатации атомных станций ведомственными имеждународными комиссиями, миссиями при участии руководителей и специалистовэксплуатирующей организации АС и атомных станций;

-функционирования отраслевой информационно-аналитической системы по опытуэксплуатации атомных станций, обеспечивающей накопление, анализ,распространение и использование информации об опыте эксплуатации АС.

5.4.3Функционирование отраслевой информационно-аналитической системы по опытуэксплуатации АС организуется эксплуатирующей организацией АС и осуществляетсяна основании РД «Основные положения организации отраслевойинформационно-аналитической системы концерна «Росэнергоатом» по опыту эксплуатацииатомных станций».

5.4.4В рамках отраслевой информационно-аналитической системы по опыту эксплуатацииАС:

а)атомные станции обеспечивают:

-регистрацию (учет), сбор, обработку, накопление и анализ информации овнутреннем и внешнем опыте эксплуатации;

-разработку и внедрение мероприятий по использованию опыта эксплуатации;

-направление информации по опыту эксплуатации в отраслевуюинформационно-аналитическую систему;

б)эксплуатирующая организация АС обеспечивает:

-управление системой анализа и использования опыта эксплуатации АС и контрольэффективности использования опыта эксплуатации;

-функционирование отраслевой информационно-аналитической системы по опытуэксплуатации АС.

5.4.5Использование опыта эксплуатации АС реализуется в проектных, конструкторских иэксплуатационных решениях, распорядительных и нормативных документах.

5.5 Инспекции и контроль эксплуатирующейорганизации за обеспечением качества и выполнением требований правил и норм вобласти использования атомной энергии

5.5.1Контроль и инспекции эксплуатирующей организации должны быть направлены навыявление и предупреждение недостатков и их причин в обеспечении безопасности,надежности и эффективности работы АС, в уровне качества ведения работ на всехэтапах жизненного цикла АС, в выполнении эксплуатирующей организацией своихфункций по обеспечению безопасности АС.

5.5.2Целью инспекции и контроля эксплуатирующей организации является обеспечениекачества и выполнение требований правил и норм в области использования атомнойэнергии на всех этапах жизненного цикла АС.

Основнымизадачами инспекции и контроля эксплуатирующей организации являются:

-инспекции и контроль за безопасностью АС;

-инспекции и контроль за всеми видами деятельности, важной для безопасности АС;

-инспекции и контроль деятельности предприятий (организаций) в части выполненияими работ или предоставления услуг эксплуатирующей организации АС;

-контроль радиационного состояния окружающей среды в санитарно-защитной зоне и взоне наблюдения;

-контроль соблюдения природоохранного законодательства на АС;

-контроль за использованием АС только для тех целей, для которых она быласпроектирована и построена;

-инспекции и контроль соблюдения условий действия разрешений (лицензий),выдаваемых органами государственного регулирования безопасности эксплуатирующейорганизации на осуществление видов деятельности в области использования атомнойэнергии.

5.5.3В рамках инспекции и контроля должны осуществляться:

-проведение инспекций и проверок по обеспечению качества и за выполнениемтребований правил и норм при использовании атомной энергии атомными станциями,предприятиями (организациями) и их должностными лицами на всех этапахжизненного цикла атомной станции;

-контроль за соблюдением требований правил и норм по обеспечению единстваизмерений в области использования атомной энергии;

-осуществление контроля за разработкой и реализацией мероприятий (принеобходимости) по внедрению вновь вводимых НД по безопасности и качеству АС;

-оценка эффективности программ обеспечения качества для АС на всех этапахжизненного цикла АС;

-проведение проверок деятельности дирекций строящихся АС по обеспечениювыполнения требований норм и правил в области использования атомной энергии наэтапах строительства АС, монтажа оборудования, предпусковых наладочных работ;

-проверка готовности АС к локализации и ликвидации чрезвычайных ситуацийприродного и техногенного характера;

-контроль достаточности организационных и технических мер обеспечения физическойзащиты АС, ядерных и радиоактивных материалов, а также предотвращениянесанкционированного доступа на АС;

-анализ эффективности выполнения функций эксплуатирующей организации, разработкаи реализация корректирующих мероприятий.

5.5.4Проверки качества капитальных ремонтов энергоблоков АС комиссиями эксплуатирующейорганизации проводятся в соответствии с приказами эксплуатирующей организации.

5.5.5В установленном порядке должна быть разработана конкретная руководящая инормативная документация инспекционной и контрольной деятельности на всехэтапах жизненного цикла атомной станции.

Составуказанных документов должен определяться перечнем руководящих документовсистемы инспекции и контроля.

5.5.6Инспекции и контроль за обеспечением качества и выполнением требований норм иправил в области использования атомной энергии осуществляется эксплуатирующейорганизацией в соответствии с законодательными и иными нормативными правовымиактам

5.6 Контроль за эффективностью работы АС

5.6.1На АС должен быть организован анализ технико-экономических показателей для оценкисостояния оборудования, режимов его работы, соответствия нормируемых ифактических показателей эффективности проводимых организационно-техническихмероприятий.

5.6.2На АС должны быть разработаны энергетические характеристики оборудования,устанавливающие зависимость технико-экономических показателей его работы вабсолютном или относительном исчислении от электрических и/или тепловыхнагрузок.

5.6.3Энергетические характеристики оборудования и норма отдельных показателей должныбыть представлены эксплуатационному персоналу в форме режимных карт,инструкций, таблиц, графиков, а по объему и содержанию соответствоватьдействующим руководящим документам.

5.6.4На АС должен быть организован по установленным формам учет показателей работыоборудования (сменный, суточный, месячный, годовой) для контроля егоэкономичности, надежности и ресурса, основанный на показателяхконтрольно-измерительных приборов, информационно - измерительных систем,результатах испытаний, измерений, расчетов, должно проводиться диагностированиетеплообменного оборудования (конденсаторов, регенеративных подогревателей),насосного оборудования, арматуры.

Отчетоб эффективности и тепловой экономичности работы АС по форме 3-ТЭК(АС) долженвыпускаться 1 раз в месяц.

5.6.5На АС должны обеспечиваться достоверность показаний контрольно-измерительныхприборов и правильность учета и отчетности в соответствии с требованиямидействующих нормативных документов.

5.6.6На производственных совещаниях смен, цехов и отделов АС должны не реже одногораза в месяц рассматриваться итоги работы подразделений.

5.6.7На АС должны разрабатываться и выполняться мероприятия по повышению надежностии экономичности работы оборудования, энергосбережению, в том числе по экономиитоплива и других энергоресурсов, потерь в тепловых сетях.

5.6.8Эффективность работы оборудования АС должна оцениваться потехнико-экономическим показателям на основе РД «Методические указания посоставлению технического отчета об эффективности и тепловой экономичностиработы атомной электростанции». При этом должны быть представлены проектные ифактические значения мощности за отчетный период и определены причины возможныхпотерь выработки электроэнергии.

Результатыдеятельности АС должны оцениваться по следующим технико-экономическимпоказателям:

-производство и отпуск на оптовый рынок заданных объемов электроэнергии имощности;

-рабочая мощность, коэффициент использования установленной мощности, коэффициентготовности к несению нагрузки;

-готовность АС к выработке электроэнергии;

-расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на выработкуэлектроэнергии;

-удельный расход теплоты на отпущенную электроэнергию;

-расход теплоэнергии, обессоленной воды, конденсата, реагентов, масел, смол идругих эксплуатационных сред (материалов) на собственные нужды.

5.7 Контроль за состоянием металла

5.7.1Для повышения надежности и безопасности работы тепломеханического оборудованияи трубопроводов АС, предотвращения повреждений, которые могут быть вызваныдефектами изготовления деталей, а также для контроля за процессами развитияэрозии, коррозии, снижения прочностных характеристик металла и сварныхсоединений в процессе эксплуатации, должен быть организован контроль засостоянием основного, наплавленного металла и металла сварных соединений (далее- металл).

5.7.2Контроль за состоянием металла подразделяется на предэксплуатационный,периодический, внеочередной. Предэксплуатационный контроль проводится до пускаоборудования и трубопроводов в эксплуатацию с целью определения исходногосостояния металла в соответствии с требованиями нормативной документации,регистрации допустимых повреждений (несплошностей) для наблюдения за ними впроцессе эксплуатации, выявления дефектов изготовления и монтажа.

Периодическийконтроль - в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов с цельювыявления и регистрации повреждений, изменения физико-механических свойств иструктуры металла, а также оценки его состояния.

Внеочередной- в соответствии с требованиями нормативной документации по контролю засостоянием металла оборудования и трубопроводов АС, по решению администрацииАС, эксплуатирующей организации или органов государственного надзора.

5.7.3Конкретный перечень оборудования и трубопроводов, подлежащих контролю,устанавливается типовыми программами контроля, разрабатываемыми эксплуатирующейорганизацией.

Типовыепрограммы должны быть согласованы с разработчиками проекта АС и реакторнойустановки, утверждены эксплуатирующей организацией и одобрены Ростехнадзором вустановленном порядке.

5.7.4Типовая программа контроля металла оборудования и трубопроводов должнасоставляться для каждого типа АС и устанавливать конкретные виды оборудования итрубопроводов, виды и методики контроля по зонам, периодичность и объемконтроля с указанием специальных средств контроля и норм оценки результатовконтроля.

5.7.5Перечень характеристик, определяемых на образцах-свидетелях, места их установкив оборудовании и трубопроводах, а также программа испытаний должны бытьразработаны (или указаны) конструкторской (проектной) организацией.

Количествообразцов-свидетелей должно быть таким, чтобы можно было четко установитьзависимость измеряемых характеристик от флюенса нейтронов, температурных,гидравлических и химических условий.

5.7.6Для каждого энергоблока АС на основании типовой программы контроля металладолжна быть разработана рабочая программа с указанием конкретного для данногоэнергоблока перечня контролируемого оборудования и трубопроводов, описания (илиссылки на соответствующие документы) методик контроля, способов обработкирезультатов и отчетной документации, необходимых организационно-техническихмероприятий и требований по технике безопасности.

Указаннаярабочая программа утверждается главным инженером АС.

5.7.7Контроль за состоянием металла должен осуществляться АС с привлечением принеобходимости специализированных организаций. Ответственность за проведениеконтроля несет администрация АС.

Результатыконтроля должны регистрироваться в протоколах, заключениях или актах,являющимися отчетной документацией по контролю.

5.7.8На АС должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля иповреждениях металла для разработки мероприятий, исключающих аварийные остановыи отказы оборудования.

5.7.9Документация по контролю за состоянием металла должна храниться на АС в течениевсего срока эксплуатации оборудования и трубопроводов.

5.7.10Метрологическое обеспечение средств контроля должно осуществляться всоответствии с 5.9 настоящего стандарта и требованиями РД «Метрологическоеобеспечение неразрушающего контроля и диагностики на атомных станциях. Основныеположения».

Запрещаетсяэксплуатировать средства измерений, не прошедшие метрологическое обслуживание -калибровку (поверку) или с недействительными (просроченными или поврежденными)оттисками калибровочных (поверительных) клейм.

5.7.11Контролеры (специалисты, дефектоскописты, лаборанты ОТК, непосредственновыполняющие контроль металла) должны проходить аттестацию в установленномпорядке.

5.8Метрологическое обеспечение

5.8.1Метрологическое обеспечение развития и эксплуатации АС (далее - метрологическоеобеспечение) - деятельность, направленная на установление и применение научныхи организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых длядостижения единства и требуемой точности измерений на АС.

Метрологическоеобеспечение должно быть осуществлено на этапах разработки оборудования,технических средств и процедур для АС, проектирования, строительства, ввода вэксплуатацию, эксплуатации и вывода из эксплуатации АС и осуществляется всоответствии с:

-Федеральным законом «Обиспользовании атомной энергии» [1];

-Федеральным законом «Отехническом регулировании» [2];

-законом России «Обобеспечении единства измерений» [3];

-стандартом «Метрологическоеобеспечение эксплуатации атомных станций. Основные положения»;

-требованиями нормативных документов Ростехрегулирования, Росатома иэксплуатирующей организации.

5.8.2Метрологическое обеспечение осуществляется в целях получения результатовизмерений, использование которых позволяет:

-эффективно и качественно вести технологический процесс на АС при соблюденииусловий безопасности АС;

-исключить или свести к минимуму риск принятия ошибочных решений и действий приуправлении АС или ее оборудованием;

-достоверно контролировать безопасность персонала АС и состояние окружающейсреды.

5.8.3Объектами метрологического обеспечения являются:

-технологические процессы на АС в целом, их элементы или операции;

-комплексы применяемых технических средств и систем, их подсистемы, отдельныеустройства и элементы, включая комплексы программных средств обработки,передачи и отображения измерительной информации.

5.8.4Метрологическое обеспечение основано на:

-использовании допущенных к применению единиц величин;

-использовании норм точности измерения параметров, подлежащих контролю приэксплуатации АС;

-применении средств измерений (в т.ч. измерительных систем, контрольного,диагностического, испытательного и другого измерительного оборудования),допущенных к применению в установленном Ростехрегулированием, Ростехнадзором иэксплуатирующей организацией порядке;

-периодическом метрологическом обслуживании СИ - обязательной калибровке(поверке) СИ;

-применении аттестованных методик выполнения измерений (далее - МВИ);

-применении поверенных эталонов и аттестованного поверочного и вспомогательного оборудования;

-применении аттестованных стандартных образцов состава и свойств веществ иматериалов;

-метрологической экспертизе (анализе и оценке технических и организационныхрешений, относящихся к выбору измеряемых параметров, установлению требований кточности измерений, выбору методов и СИ, методов обработки результатовизмерений, способов метрологического обслуживания СИ) проектной,конструкторской и технологической документации (далее - ПКТД);

-функционировании метрологической службы концерна «Росэнергоатом» в соответствиис РД «Положение о метрологической службе концерна «Росэнергоатом» и РД«Технические требования к поверочным лабораториям атомных станций»;

-метрологическом контроле и надзоре за состоянием измерений, соблюдением правили норм в области метрологического обеспечения;

-технической компетентности работников метрологической службы и приверженностиих принципам культуры безопасности;

-формировании и ведении Паспорта метрологической службы АС в соответствии с РД«Положение о паспорте метрологической службы атомной станции. Порядоксоставления и ведения»;

-формировании и ведении Перечней (Реестров) СИ, в соответствии с РД «Инструкцияпо составлению номенклатурных перечней средств измерений, находящихся вэксплуатации на атомных станциях и подлежащих поверке, калибровке, а такжепереводимых в разряд индикаторов»;

-формировании и ведении Перечней (Реестров) МВИ, в соответствии с Порядкомсоставления, согласования и утверждения перечней методик выполнения измерений,применяемых на атомных станциях;

-формировании и ведении Перечней (Реестров) ПКТД в соответствии с инструкцией«Порядок составления, согласования и утверждения перечней проектной,конструкторской и технологической документации атомных станций, относящихся ксфере метрологического обеспечения»;

-формировании и ведении Перечня стандартных образцов, используемых на АС иРеестра стандартных образцов предприятия;

-формировании и ведении справочно-информационного фонда в области метрологии;

-использовании единой терминологии в области метрологии, стандартных справочныхданных о физических константах и свойствах веществ и материалов.

5.8.5СИ, применяемые на АС, должны быть утвержденного типа и занесены в Госреестр,пройти испытания и первичное метрологическое обслуживание при выпуске изпроизводства, а также входной метрологический контроль на АС.

СИ,утверждение типа для которых нецелесообразно (нестандартизованные СИ), должныбыть подвергнуты при вводе в эксплуатацию первичному метрологическомуобслуживанию - первичной калибровке в соответствии с методическими указаниями«Первичная калибровка средств измерений. Организация и порядок проведения».

Примечание- Нецелесообразность утверждения типа определяется Техническим решением,подготовленным и подписанным руководителем подразделенияпредприятия-разработчика (изготовителя) СИ или руководителем подразделения АС -владельца СИ, согласованным с главным метрологом и утвержденным Главныминженером.

5.8.6Запрещается эксплуатировать СИ не прошедшие метрологическое обслуживание -калибровку (поверку), с просроченными или поврежденными оттисками калибровочных(поверительных) клейм и (или) отсутствием соответствующих записей в паспортах(формулярах) на СИ.

5.8.7Метрологическое обслуживание СИ в процессе эксплуатации, разработку иаттестацию МВИ, метрологическую экспертизу ПКТД, метрологический контроль инадзор, другие виды метрологической деятельности осуществляют метрологическиеслужбы АС, другие организации, аккредитованные на техническую компетентность вконкретной области работ в соответствии с требованиями НД эксплуатирующейорганизации и Ростехрегулирования.

5.8.8В соответствии с требованиями закона Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений»[3]и РД «Положение о метрологической службе концерна «Росэнергоатом» в концерне«Росэнергоатом» функционирует метрологическая служба.

Метрологическаяслужба концерна состоит из:

-метрологических служб атомных станций;

-базовых организаций метрологической службы;

-головной организации метрологической службы;

-службы главного метролога концерна.

Основойметрологической службы концерна «Росэнергоатом» являются метрологические службыАС. В структурах атомных станций функционируют самостоятельные подразделенияметрологии. Метрологическая служба АС состоит из отдела метрологии и персоналадругих подразделений АС, выполняющих отдельные функции по метрологическомуобеспечению, в соответствии с их спецификой.

Метрологическиеслужбы АС должны быть оснащены необходимыми эталонами, вспомогательнымоборудованием, помещениями, справочно-информационным фондом в соответствии с РД«Технические требования к поверочным лабораториям атомных станций»,квалифицированным и аттестованным (в соответствии с РД «Положение об аттестацииперсонала метрологических служб АС. Организация и порядок проведения»)персоналом.

Функциибазовых организаций метрологической службы по видам измерений и видамметрологической деятельности возложены на метрологические службы АС всоответствии с РД «Положение о метрологической службе концерна «Росэнергоатом».

Функцииголовной организации метрологической службы по метрологическому обеспечениюразвития и эксплуатации АС возложены на эксплуатирующую организацию (службуглавного метролога).

5.8.9Функции метрологического контроля и надзора за состоянием измерений на АСосуществляют главные метрологи АС, в соответствии с РД «Положение о метрологическойслужбе концерна «Росэнергоатом» и положением о метрологической службе АС.

Функцииметрологического контроля и надзора за состоянием метрологического обеспеченияосуществляет ГОМС, в соответствии с РД «Положение о метрологической службеконцерна «Росэнергоатом».

Государственныйконтроль за соблюдением требований стандартов и правил по метрологии исертификации в области использования атомной энергии осуществляет федеральныйорган исполнительной власти, осуществляющий управление использованием атомной энергии,в соответствии со ст. 20 Федерального закона «Обиспользовании атомной энергии» [1].

5.8.10Ответственность за метрологическое обеспечение несет главный инженер АС.Ответственность главного метролога АС определена в положении о метрологическойслужбе АС.

Руководителиструктурных подразделений АС, эксплуатирующих СИ и (или) обеспечивающих ихтехническое обслуживание и ремонт несут ответственность в части своевременнойтехнической готовности СИ к метрологическому обслуживанию, включению СИ в

5.9 Сбор, хранение, транспортировка и захоронениерадиоактивных отходов, дезактивация

5.9.1Сбор, хранение, транспортировка, переработка, кондиционирование и захоронениерадиоактивных отходов должны осуществляться в соответствии с действующимиправилами и инструкциями, с учетом требований НП «Правила безопасности приобращении с радиоактивными отходами атомных станций».

5.9.2Классификация жидких радиоактивных отходов проводится по величине объемнойактивности в соответствии с СП АС. ЖРО должны храниться в специальныххранилищах (ХЖО).

5.9.3В помещениях ХЖО должен осуществляться радиационный контроль мощности дозыгамма-излучения и концентрации аэрозолей в воздухе.

5.9.4Хранение жидких радиоактивных отходов должно быть организовано так, чтобыизбежать образования в емкостях взрывоопасной смеси и повышения температурыотходов выше заданных значений.

5.9.5Должен быть обеспечен контроль за протечками из трубопроводов жидких отходов,за каналами и лотками; сбор и удаление возможных продуктов протечек.

5.9.6На АС должен осуществляться контроль герметичности емкостей ХЖО (методомизмерения активности воды в специальных скважинах, охраняемых от засорения, идругими методами). Контроль за режимом грунтовых вод, уровнем воды вконтрольных скважинах и содержанием радионуклидов по периметру хранилища жидкихи твердых радиоактивных отходов должен проводиться не реже одного раза вквартал.

5.9.7Хранящиеся на АС ЖРО подлежат концентрированию, переработке, очистке иотверждению в соответствии с принятыми технологиями.

5.9.8На АС должен вестись строгий учет поступления жидких радиоактивных отходов изпромежуточных емкостей в ХЖО в соответствии с требованиями государственнойсистемы учета радиоактивных отходов и радиоактивных веществ.

Ответственностьза учет, хранение отходов и правильную эксплуатацию ХЖО несет администрацияцеха, в состав которого входит ХЖО.

5.9.9Радиоактивные воды от технологических систем АС после очистки от радионуклидови контроля их активности должны использоваться в оборотном водоснабжении АС, адебалансные воды могут быть сброшены в открытые водоемы илихозяйственно-фекальную канализацию промплощадки.

Условиясброса очищенных вод должны удовлетворять требованиям ОСПОРБ-99и [4]«Правила охраны поверхностных вод».

Запрещаетсянеконтролируемый выпуск воды из спецканализации в водоемы, на поверхностьземли, а также в систему хозяйственно-фекальной и производственной ливневойканализации.

НаАС должны быть разработаны и утверждены главным инженером АС нормы образованияЖРО и ТРО при ведении технологических процессов, дезактивации и проведениилюбых работ в зоне контролируемого доступа, а также мероприятия по сокращениюобъемов ЖРО и ТРО и их своевременному удалению.

СборЖРО для временного хранения должен осуществляться в специальные емкости; пульпыионообменных смол, перлита и активированного угля собираются в отдельныеемкости.

ГорючиеЖРО должны также собираться отдельно и направляться на установки сжигания этихотходов с очисткой дымовых газов от радиоактивных веществ.

5.9.10Сбор твердых радиоактивных отходов должен осуществляться в специальныеоборотные контейнеры, располагаемые в помещениях на специально отведенныхместах, а их хранение - в ХТРО.

Классификациятвердых радиоактивных отходов должна осуществляться в соответствии стребованиями СПАС-03.

ПерсоналАС должен предотвращать смешивание отходов различной степени радиоактивности, атакже попадание неактивных твердых отходов в радиоактивные.

5.9.11Должны быть приняты меры для предотвращения попадания воды в ХТРО.Систематически (не реже одного раза в месяц) должен проводиться контроль засостоянием хранилища.

Вслучае попадания воды в хранилище должны быть приняты меры по ее сбору,удалению и переработке.

5.9.12Транспортировку ТРО к местам хранения и захоронения следует проводить наспециально оборудованном транспорте в транспортных контейнерах по маршрутам,согласованным с местными органами Санэпиднадзора и ГИБДД МВД России.

Передотправкой к месту обработки, хранения или захоронения контейнеры с ТРО должныподвергаться дозиметрическому контролю.

Долженвестись учет вывозимых ТРО с записью в соответствующем журнале.

5.9.13Твердые радиоактивные отходы подлежат переработке в целях уменьшения их объемаметодами сжигания, прессования, измельчения или другими методами.

Некондиционированныерадиоактивные отходы натриевых систем перед захоронением должны отмываться отщелочных металлов. При переработке и очистке не допускается распространениерадиоактивных веществ.

5.9.14На АС должна быть обеспечена возможность периодической дезактивацииоборудования и помещений, поверхности которых в процессе эксплуатации находятсяв контакте с технологическими средами, загрязненными радиоактивными веществами.

Необходимоконтролировать эффективность дезактивации.

5.9.15При эксплуатации АС должны поддерживаться в рабочем состоянии системыдезактивации оборудования и помещений.

5.9.16На АС должен быть предусмотрен неснижаемый запас дезактивирующих средств имоющих растворов, которые хранятся в специально отведенных местах.

Моющиерастворы для дезактивации должны выбираться с таким условием, чтобыобеспечивался смыв радиоактивных веществ и предотвращение их вторичногоосаждения на дезактивируемую поверхность. Моющие растворы не должны вызыватькоррозионных повреждений оборудования, возвращаемого в технологический цикл послепроведения ремонта.

5.9.17Оборудование, инструмент, посуда и другие предметы, выносимые из укрытия(боксов, шкафов и т.п.), из необслуживаемых или периодически обслуживаемыхпомещений зоны контролируемого доступа в другие помещения, должны подвергатьсядезактивации на месте для снижения загрязнений до уровней, установленных дляэтих помещений, а не поддающиеся очистке до допустимого уровня рассматриваться,как радиоактивные отходы.

5.9.18Во всех помещениях постоянного пребывания персонала, в которых ведутся работы сприменением радиоактивных веществ в открытом виде, должна осуществлятьсяежедневная влажная уборка; не реже одного раза в месяц - полная уборка с мытьемстен, полов, дверей и наружных поверхностей оборудования.

5.9.19По окончании работ каждый работающий (или специальный персонал) должен убратьсвое рабочее место и при необходимости дезактивировать рабочую посуду иинструмент.

Образовавшиесятвердые радиоактивные отходы должны убираться в специально отведенные места.

5.9.20Для нерадиоактивных промышленных твердых отходов АС должен предусматриватьсяполигон промышленных отходов, а для твердых отходов, содержащих радионуклиды вдопустимых пределах - специальный полигон промышленных отходов.

Удалениенерадиоактивных отходов АС, кроме бытовых отходов и строительного мусора,прошедших дозиметрический контроль, на городские свалки и другие свалкиобщехозяйственного назначения запрещается.

6 Продление срока эксплуатации действующего блокаАС. Вывод из эксплуатации энергоблока АС

6.1 Принятие решения

6.1.1Не позднее чем за 5 лет до истечения установленного срока эксплуатации (службы)действующего блока АС эксплуатирующая организация принимает решение оподготовке блока АС к продлению срока эксплуатации или о подготовке его квыводу из эксплуатации.

6.1.2Принятие решения о ПСЭ действующего блока АС основывается на результатахкомплексного обследования блока АС, оценки его безопасности и оценкиэкономической эффективности ПСЭ блока АС.

6.1.3Если в результате оценки безопасности эксплуатирующая организация выявитфакторы, препятствующие безопасной эксплуатации блока АС в периоддополнительного срока эксплуатации, устранение которых экономическинецелесообразно, то принимается решение о подготовке блока АС к выводу изэксплуатации.

6.2 Продление срока эксплуатации энергоблока АС

6.2.1Продолжительность эксплуатации блока АС сверх назначенного срока службыустанавливается с учетом технических и экономических аспектов, включающих:

-возможность обеспечения и поддержания безопасности при эксплуатации блока АС;

-наличие необходимого остаточного ресурса у невосстанавливаемого оборудованияблока АС;

-наличие возможности временного хранения дополнительного количества ОЯТ или еговывоза с площадки АС;

-возможность обеспечения безопасности при обращении с радиоактивными отходами,образующимися в период дополнительного срока эксплуатации;

-возможность обеспечения безопасности блока АС при выводе его из эксплуатации.

6.2.2Продление срока эксплуатации действующих блоков АС осуществляется на основанииутвержденных в установленном порядке программы продления срока эксплуатацииэнергоблоков АС и инвестиционных проектов, разработанных в соответствии с:

-Федеральными целевыми программами «Энергоэффективная экономика на 2002-2005годы и на перспективу до 2010 года» [5],«Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010годы и наперспективу до 2015 года» [6];

-НП «Основные требования к продлению срока эксплуатации блока атомной станции»;

-Федеральным законом «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации,осуществляемой в форме капитальных вложений» [7];

-документом Росатома «Перечень и содержание документов, составляющихинвестиционный проект продления срока эксплуатации энергоблоков атомныхстанций»;

-документом «Методические основы оценки эффективности инвестиционных проектов ипрограмм концерна «Росэнергоатом» [8].

6.2.3Работы по ПСЭ блока АС включают два этапа.

Первый этап (формированиеинвестиционного проекта ПСЭ):

- формированиеинвестиционного замысла;

- комплексное обследование иоценка безопасности энергоблока;

- оценка экономическойэффективности ПСЭ энергоблока;

- разработка проектно-сметнойдокументации.

Порезультатам указанных работ за 5 лет до истечения назначенного срока службыблока АС принимается решение эксплуатирующей организации о подготовке блока кПСЭ.

6.2.4После принятия решения о подготовке блока АС к ПСЭ выполняется второй этапработ (реализация инвестиционного проекта ПСЭ):

-обоснование продления срока службы незаменяемых элементов;

-модернизация энергоблока;

- углубленная оценкабезопасности.

6.2.5 Комплекс работ по ПСЭреализуется в период назначенного срока службы (до получения лицензии наэксплуатацию энергоблока в дополнительный период).

Выполнение работ помодернизации в рамках подготовки к ПСЭ ведется в период плановых ремонтов втечение, как минимум, пяти лет, предшествующих продлению срока эксплуатацииэнергоблока.

Это способствует эффективномуиспользованию плановых ремонтов при подготовке к ПСЭ, равномерномураспределению финансовых ресурсов по годам, равномерной загрузке специалистовобеспечивающих организаций и АС, участвующих в работах по ПСЭ.

6.2.6 Отдельные масштабныеработы по модернизации могут выполняться по отдельным проектам до формированияинвестиционного проекта ПСЭ (за 6-10 лет до завершения назначенного срокаслужбы энергоблока).

К указанным работам могутотноситься модернизация систем контроля, управления и защиты и другихспецсистем и замена технологических каналов (на блоках с РБМК), заменапарогенераторов, модернизация систем контроля, управления и защиты реактора исистем безопасности, замена крышки верхнего блока реактора (на блоках с ВВЭР),замена модулей парогенераторов (на блоках с БН).

6.2.7Эксплуатационная документация должна быть приведена в соответствие сизменениями проекта блока АС, выполненными в процессе его модернизации.

6.2.8Эксплуатирующая организация должна оформить акт по результатам выполненныхработ по ПСЭ блока АС.

6.2.9После установления нового срока службы блока АС должен быть уточнен и утвержденв установленном порядке регламент контроля технического состояния элементов сучетом факторов старения оборудования.

6.2.10 По результатамвыполненных работ по ПСЭ:

- принимается решениеРосатома об эксплуатации блока АС в период дополнительного срока службы(устанавливается новый срок службы энергоблока);

- эксплуатирующая организацияв соответствии с требованиями РД «Требования к составу комплекта и содержаниюдокументов, обосновывающих безопасность в период дополнительного срокаэксплуатации блока АС» готовит документы, обосновывающие безопасностьэнергоблока в период дополнительного срока службы, и представляет вРостехнадзор для получения лицензии на эксплуатацию блока АС в периоддополнительного срока службы.

6.2.11Эксплуатация блока АС в дополнительный период эксплуатации осуществляется наосновании полученных в установленном порядке лицензий Ростехнадзора.

6.3 Вывод из эксплуатации блока АС

6.3.1Вывод из эксплуатации блока АС - процесс осуществления комплексаорганизационных и технических мероприятий после удаления ядерного топлива иядерных материалов с блока АС, исключающий использование блока АС в качествеисточника энергии и обеспечивающий безопасность персонала, населения иокружающей среды.

6.3.2Всю необходимую деятельность по подготовке к выводу из эксплуатации и по выводуиз эксплуатации блока АС эксплуатирующая организация должна осуществлять всоответствии с требованиями законодательства Российской Федерации, а также норми правил, действующих в области использования атомной энергии.

6.3.3На стадии проектирования блока АС должны быть предусмотрены проектные,технические и организационные решения, которые без снижения эксплуатационныхпараметров блока, позволят снизить затраты на вывод из эксплуатации блока АС.

6.3.4В течение всего периода эксплуатации должны быть организованы сбор, обработка ихранение информации, необходимой для разработки программы и проекта вывода изэксплуатации блока.

6.3.5Эксплуатирующая организация не позднее чем за 5 лет до истечения установленногосрока эксплуатации (службы) блока АС, на основании результатов комплексногоинженерного и радиационного обследования, в соответствии с документом«Требования к содержанию программы вывода из эксплуатации блока АС» должна обеспечитьразработку программы вывода из эксплуатации блока АС и представить ее вРостехнадзор для оформления в установленном порядке вытекающие из нее измененияв условия действия лицензии Ростехнадзора на эксплуатацию блока АС.

Впрограмме вывода из эксплуатации блока АС должны указываться сроки проведениякомплексного инженерного и радиационного обследования блока АС.

6.3.6Для получения лицензии Ростехнадзора на ведение работ по выводу из эксплуатацииэксплуатирующая организация АС обеспечивает разработку проекта вывода изэксплуатации и всего комплекта документов в соответствии с Приложением 18 РД «Требованияк составу комплекта и содержанию документов, обосновывающих обеспечение ядернойи радиационной безопасности ядерной установки, пункта хранения, радиационногоисточника и/или заявленной деятельности (для атомных станций)».

6.3.7Вывод из эксплуатации блока АС начинается только после получения вРостехнадзоре лицензии на вывод блока из эксплуатации.

Деятельностьпо выводу из эксплуатации блока АС должна проводиться в соответствии спрограммой и проектом вывода из эксплуатации блока АС.

6.3.8Все работы, проводимые при подготовке к выводу из эксплуатации блока АС и привыводе из эксплуатации блока АС, должны осуществляться с соблюдением требованийядерной, радиационной, технической, пожарной безопасности и охраны труда.

6.3.9Блок АС, остановленный для вывода из эксплуатации, считается находящимся вэксплуатации до удаления с блока АС ядерного топлива.

Наэтот период сохраняются все требования к персоналу, документации и т.д., какдействующего блока АС.

Выводиз эксплуатации отдельных систем и элементов, сокращение объема техническогообслуживания, сокращение персонала должно проводиться в соответствии свнесенными в установленном порядке изменениями в условия действия лицензии наэксплуатацию.

Дляполучения лицензии Ростехнадзора на ведение работ на блоке, остановленном длявывода из эксплуатации, эксплуатирующая организация обеспечивает разработкукомплекта документов в соответствии с Приложением 17 РД «Требованияк составу комплекта и содержанию документов, обосновывающих обеспечение ядернойи радиационной безопасности ядерной установки, пункта хранения, радиационногоисточника и/или заявленной деятельности (для атомных станций)».

6.3.10При подготовке к выводу из эксплуатации блока АС эксплуатирующая организациядолжна обеспечить:

-удаление ядерного топлива и ядерных материалов из активной зоны реактора,бассейна выдержки и помещений блока АС и перевод его в ядерно-безопасноесостояние;

-удаление радиоактивных рабочих сред из оборудования и технологических системблока АС, выведенных из работы после окончательного останова блока АС;

-штатную дезактивацию оборудования, систем, помещений и строительных конструкцийблока АС в объеме, необходимом для подготовки к выводу из эксплуатации блокаАС;

-переработку и/или удаление радиоактивных отходов, накопленных на блоке АС завремя его эксплуатации;

-приведение блока АС в прогнозируемое состояние (по ресурсу, составуоборудования, использованию хранилищ и т.п.).

6.3.11Для обеспечения безопасности при выводе из эксплуатации блока АС необходимо:

-развивать и поддерживать культуру безопасности;

-разрабатывать программы обеспечения качества выполняемых работ;

-поддерживать в работоспособном состоянии оборудование, системы и конструкции,необходимые для осуществления безопасного вывода из эксплуатации блока АС;

-осуществлять подбор и поддерживать необходимый уровень квалификации персонала,осуществляющего вывод из эксплуатации блока АС;

-обеспечивать безопасность работ при обращении с радиоактивными веществами ирадиоактивными отходами, а также их учет и контроль;

-обеспечивать физическую защиту блока АС, радиоактивных веществ и радиоактивныхотходов.

6.3.12В течение всего времени выполнения работ по выводу из эксплуатации блока АСдолжен осуществляться контроль, анализ и сравнение с исходными параметрами (наначало проведения работ по выводу из эксплуатации блока АС) радиационнойобстановки в помещениях и на площадке блока АС.

6.3.13Каждый этап вывода из эксплуатации блока АС должен начинаться с подготовкиорганизационных и технических мероприятий, предусмотренных программой(проектом) вывода из эксплуатации блока АС, направленных на обеспечениебезопасности выполнения работ на этом этапе.

6.3.14Временные интервалы и критерии оценки завершения каждого этапа вывода изэксплуатации определяются проектом вывода из эксплуатации блока АС.

6.3.15Решение о завершении работ по выводу из эксплуатации блока АС принимаетэксплуатирующая организация совместно с органами государственного регулированиябезопасности и другими заинтересованными организациями на основании оформленныхв установленном порядке документов, подтверждающих соответствие достигнутого входе работ состояния блока АС требованиям проекта вывода блока из эксплуатации.

7 Обеспечения безопасности при эксплуатации АС

7.1 Общие положения

Атомнаястанция удовлетворяет требованиям безопасности, если ее радиационноевоздействие на персонал, население и окружающую среду при нормальнойэксплуатации, нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии, неприводит к превышению установленных доз облучения персонала и населения,нормативов по выбросам и сбросам, содержанию радиоактивных веществ в окружающейсреде, а также ограничивается при запроектных авариях. Вероятность проектных изапроектных аварий не должна превышать установленных значений.

Функциябезопасности - конкретная специфическая цель и действия, обеспечивающие еедостижение, направленные на предотвращение аварий или ограничение их последствий.

Исходяиз функций безопасности, федеральные нормы и правила по безопасности прииспользовании атомной энергии устанавливают основные критерии и принципыбезопасности, т.е. такие значения параметров, характеристик и условий, прикоторых обеспечивается выполнение указанной цели.

Переченьфедеральных норм и правил в области использования атомной энергии, а такжеизменения в указанный перечень и дополнения к нему утверждаются ПравительствомРоссийской Федерации.

БезопасностьАС должна обеспечиваться за счет последовательной реализации концепции глубокоэшелонированной защиты, основанной на применении системы физических барьеров напути распространения ионизиующего излучения и радиоактивных веществ вокружающую среду и системы технических и организационных мер по защите барьерови сохранению их эффективности, а также по защите персонала, населения иокружающей среды.

Концепцияглубоко эшелонированной защиты осуществляется на всех этапах деятельности,связанных с обеспечением безопасности АС, в той части, которая затрагиваетсяэтим видом деятельности.

7.2 Система физических барьеров

Системафизических барьеров включает в себя:

а)топливную матрицу; в качестве материалов ядерного топлива выбираются такие,свойства которых при нормальных условиях, аварийных ситуациях и проектныхавариях были бы такими, чтобы ограничивать выход продуктов деления под оболочкутвэл, а при прямом контакте топлива с теплоносителем обеспечиватьминимально-допустимое радиоактивное загрязнение теплоносителя, охлаждающегоактивную зону реактора;

б)оболочку твэл; конструкционные свойства оболочки твэл в условиях ихэксплуатации должны обеспечивать исключение (ослабление) повреждений твэл сцелью непревышения (ограничения) влияния ионизирующих излучений и радиоактивныхпродуктов на персонал, население и окружающую среду;

в)границу контура теплоносителя реактора; конструкция контура, системадиагностики, порядок проведения технического обслуживания и ремонта, а такжедругие технические и организационные меры должны обеспечить целостность контурас учетом действия защитных систем и в условиях действия возникающих напряженийи нагрузок, температурных воздействий;

г)герметичное ограждение реакторной установки; этот барьер на путираспространения радиоактивных продуктов предназначен для предотвращения илиограничения распространения выделяющихся при аварии блока радиоактивных веществи излучений за установленные проектом границы и выхода их в окружающую среду;

д)биологическую защиту; барьер для предотвращения или ограничения радиационноговоздействия на персонал при нормальной эксплуатации, нарушениях нормальнойэксплуатации, включая проектные аварии.

7.3 Система технических и организационных мер

Систематехнических и организационных мер должна включать следующие уровни глубокоэшелонированной защиты:

-уровень 1; условия размещения АС и предотвращение нарушений нормальнойэксплуатации;

-уровень 2; предотвращение проектных аварий системами нормальной эксплуатации;

-уровень 3; предотвращение запроектных аварий системами безопасности;

-уровень 4; управление запроектными авариями;

-уровень 5; планирование и осуществление мероприятий по защите персонала,устойчивой работе АС в чрезвычайных ситуациях природного и техногенногохарактера.

7.4 Культура безопасности

7.4.1Культура безопасности - квалификационная и психологическая подготовленностьвсех лиц, при которой обеспечение безопасности АС является приоритетной целью ивнутренней потребностью, приводящей к самосознанию ответственности и ксамоконтролю при выполнении всех работ, влияющих на безопасность.

7.4.2Культура безопасности обеспечивается:

-структурой управления и контроля за деятельностью по безопасной эксплуатацииатомных станций;

-требуемым уровнем квалификации персонала при выполнении им обязанностей,предусмотренных в установленном порядке.

7.4.3Для персонала понятие культуры безопасности состоит из следующих элементов:

-строго регламентированного и взвешенного подхода при осуществлении деятельностипо безопасной эксплуатации АС;

-знаний и компетентности, обеспечиваемые необходимой подготовкой персонала;

-разработки и строгого соблюдения требований действующих инструкций приосуществлении деятельности по обеспечению безопасной эксплуатации АС;

-приверженности безопасности, определяющей безопасность АС как жизненно важноедело, обладающее высшим приоритетом;

-контроля, включающего практику ревизий и экспертиз;

-готовности реагировать на критическую ситуацию;

-четкого понимания каждым работником своих прав, обязанностей и ответственности.

7.5 Самооценка эксплуатационной безопасности

7.5.1Самооценка эксплуатационной безопасности является неотъемлемой частью системыуправления АС и выполняется для определения эффективности и дальнейшегосовершенствования существующей системы организации эксплуатации АС. Цельюсамооценки является повышение уровня безопасности и эффективности АС путемнепосредственного вовлечения персонала в процесс критического изучения исовершенствования своей деятельности для достижения поставленных целей.

7.5.2Процесс самооценки направлен на выявление малозначимых несоответствий илитенденций для их устранения на ранних стадиях и исключения возможностивозникновения более серьезных нарушений, влияющих на безопасность и надежностьэксплуатации АС. Самооценка также позволяет выявить положительный опыт дляраспространения в других структурных подразделениях АС.

7.5.3Атомные станции разрабатывают и выполняют документ, отражающий порядокпроведения самооценки на основе [9]«Самооценка эксплуатационной безопасности атомных станций. Руководство».

7.6 Ядерная безопасность

7.6.1Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования реакторной установки должнысоответствовать требованиям правил и норм по обеспечению безопасности прииспользовании атомной энергии.

7.6.2Лицом, ответственным за обеспечение ядерной безопасности на АС являетсядиректор атомной станции, ответственность за организацию работ по обеспечениюядерной безопасности на АС возлагается на главного инженера АС.

Остальныедолжностные лица и персонал АС несут ответственность за ядерную безопасность впределах, установленных должностными инструкциями, и заключенными с нимитрудовыми договорами.

7.6.3Для поддержания способности систем, важных для безопасности, удовлетворятьпроектным требованиям, должны проводиться их регулярное техническоеобслуживание, ремонт и испытания.

РуководствоАС (директор, главный инженер) на основе проектных материалов с учетомтребований технологического регламента организует для систем, важных длябезопасности, разработку:

-инструкций (программ) по проведению проверок и испытаний;

-регламентов (программ) технического обслуживания, графиков ремонтов систем иэлементов;

-графиков проведения испытаний и проверок функционирования систем безопасности.

7.6.4Технические и организационные решения, принимаемые для обеспечения безопасностиатомной станции, должны быть апробированы прежним опытом или испытаниями,соответствующими исследованиями, опытом эксплуатации прототипов исоответствовать принятым для атомной энергетики нормам и правилам.

7.6.5Все реакторные установки АС должны иметь паспорта, оформляемые в Ростехнадзоре.

Состояниеядерной безопасности на АС должно проверяться:

-комиссией АС не реже одного раза в год;

-комиссией эксплуатирующей организации - 1 раз в 2 года.

7.6.6Все случаи нарушения ядерной безопасности АС должны расследоваться всоответствии с НП «Положениео порядке расследования и учета нарушений в работе АС», и должны бытьприняты меры, направленные на предотвращение повторения подобных случаев.

7.6.7 При эксплуатации АС системауправления и защиты реактора должна обеспечивать:

-пуск и перевод активной зоны реактора в подкритическое состояние без нарушенияпределов безопасной эксплуатации при нарушениях нормальной эксплуатации;

-автоматическое поддержание заданного уровня мощности (интенсивности цепнойреакции);

-контроль нейтронного потока во всем диапазоне изменения плотности нейтронногопотока в активной зоне от 1×10^-7 % до 120 % номинальногоуровня, осуществляемый как минимум тремя независимыми между собой каналамиизмерения плотности нейтронного потока с показывающими приборами (по крайнеймере два из трех каналов контроля должны быть оснащены записывающимиустройствами);

-контроль за изменением реактивности;

-измерение нейтронной мощности (нейтронного потока) на любом уровне мощноститремя независимыми каналами с показывающими (самопишущими) приборами;

-аварийную защиту реактора на всех уровнях мощности независимо от наличия исостояния источников энергопитания;

-надежное поддерживание реактора в подкритическом состоянии и средства контроляподкритичности активной зоны;

-перекрытие не менее чем на один порядок изменений измеряемой величины припоследовательном переходе с одной группы измерительных каналов на другую;

-автоматическое снижение мощности РУ, предусмотренное проектом, при изменениитехнологических параметров или отключении действующего оборудования.

7.6.8Электрическая схема управления движением органов СУЗ должна обеспечиватьавтоматический ввод поглотителей в ядерный реактор после срабатывания АЗ.Должно быть исключено введение положительной реактивности средствамивоздействия на реактивность, предусмотренными техническим проектом РУ, еслирабочие органы аварийной защиты не приведены в рабочее положение. Рабочееположение рабочих органов АЗ и порядок их извлечения должны быть определены в проектеРУ.

7.6.9Должна быть обеспечена скорость введения положительной реактивностиисполнительными органами СУЗ не более 0,07 Вэф/с. Если исполнительные органыимеют эффективность более 0,7 Вэф, то введение положительной реактивностидолжно быть шаговым с весом шага не более, 0,3 Вэф.

7.6.10Подкритичность активной зоны ректора в любой момент кампании после взводарабочих органов АЗ в рабочее положение с введенными в активную зону остальнымиорганами СУЗ должна быть не менее 0,01 в состоянии активной зоны с максимальнымкоэффициентом размножения.

7.6.11 Количество, расположение,эффективность и скорость введения исполнительных органов АЗ должны обеспечиватьпри любых аварийных ситуациях, без одного наиболее эффективного органа:

-скорость снижения мощности ядерного реактора, достаточную для предотвращениянарушения пределов безопасной эксплуатации твэл при нарушениях нормальнойэксплуатации;

-приведение реактора в подкритическое состояние и поддержание его в этомсостоянии с учетом возможного увеличения реактивности в течение времени,достаточного для введения других, более медленных органов СУЗ;

-предотвращение образования локальных критических масс.

7.6.12Вывод ядерного реактора в критическое состояние и на мощность разрешается привыполнении следующих условий:

-рабочие органы АЗ должны находиться во взведенном состоянии;

-органы автоматического регулирования (для канальных реакторов) должнынаходиться в промежуточном положении;

-должен осуществляться контроль нейтронного потока и периода разгона реактора;

-аварийная защита реактора должна соответствовать требованиям 7.6.7и 7.6.11;

-в систему управления и защиты должны быть включены все исполнительные органыСУЗ реактора;

-система аварийного электроснабжения должна быть исправной и находиться всостоянии готовности к работе, должен иметься установленный инструкцией запасдизельного топлива;

-система аварийного ввода жидкого поглотителя нейтронов должна быть исправной инаходиться в состоянии готовности к действию, должны быть созданы установленныйзапас и концентрация жидкого поглотителя;

-система сигнализации и блокировок реактора должна быть опробована, и находитьсяв рабочем состоянии;

-должны быть исправны и находиться в состоянии готовности к действию системыаварийного расхолаживания реактора и системы локализации аварий.

-других условий, определенных проектом и технологическим регламентомэксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС.

7.6.13Вывод реактора в критическое состояние до включения в работу автоматическогорегулятора мощности производится в присутствии ответственного руководителяпуска в соответствии с требованиями технологических регламентов по эксплуатацииэнергоблоков АС.

7.6.14Контроль за остановленным реактором, когда ядерное топливо находится в активнойзоне, должен осуществляться постоянно в течение всего времени и, в том числе,при загрузке и перегрузке топлива.

Обязательномуконтролю подлежат:

-нейтронный поток;

-скорость нарастания нейтронного потока (или реактивность);

-концентрация поглотителя в теплоносителе (если предусмотрена проектомжидкостная система регулирования).

7.6.15В случае возникновения на РУ отклонений от нормальной эксплуатации должны бытьвыявлены и устранены причины их возникновения и приняты меры для восстановлениянормальной эксплуатации РУ.

Вслучае возникновения на РУ предаварийной ситуации РУ должна быть остановлена, иприняты меры для восстановления нормальной эксплуатации РУ.

ЭксплуатацияРУ может быть продолжена только после выяснения и устранения причинывозникновения предаварийной ситуации по письменному распоряжению главногоинженера АС.

Оператор(ВИУР) РУ имеет право и обязан самостоятельно перевести реактор вподкритическое состояние в случаях:

-предусмотренных технологическим регламентом;

-если оператор не имеет достаточной информации для принятия решения овозможности дальнейшей безопасной эксплуатации;

-если оператор считает, что дальнейшая эксплуатация приведет к угрозе жизнилюдей или опасности ядерной или радиационной аварии.

7.6.16Все работы со свежим или отработавшим топливом должны проводиться с соблюдениемправил ядерной безопасности по утвержденному плану и инструкциям.

Порядокпроведения перегрузки топлива должен определяться программой, рабочим графиком,картограммами перегрузки, составленными с учетом требований обеспечения ядернойбезопасности.

7.6.17В реакторах, где перегрузка осуществляется с расцеплением рабочих органов СУЗ,она должна проводиться при введенных в активную зону рабочих органов СУЗ идругих средств воздействия на реактивность, причем минимальная подкритичностьреактора в процессе перегрузки с учетом возможных ошибок должна составлять неменее 0,02. Если при этом реактивность компенсируется раствором жидкогопоглотителя, его концентрация должна быть доведена до такого значения, прикотором (с учетом возможных ошибок) обеспечивается подкритичность реактора неменее 0,02 (без учета введенных рабочих органов СУЗ). В этом случаетехническими и организационными мерами должна быть исключена возможность подачичистого конденсата в реактор и первый контур.

Перегрузкатоплива на остановленном реакторе канального типа должна проводиться привзведенных рабочих органах АЗ, причем минимальная подкритичность реактора сучетом возможных ошибок должна составлять не менее 0,02. В РУ, на которыхперегрузка проводится при работе реактора на мощности, она осуществляется приобоснованных в проекте допустимых эксплуатационных режимах работы и наличиисредств, эффективность которых достаточна для подавления избыточнойреактивности, ввод которой возможен из-за ошибок загрузки или непредусмотренныхэффектов реактивности.

7.6.18Для каждой РУ должен быть определен перечень ядерно-опасных работ.Ядерно-опасные работы должны проводиться по специальному техническому решению(программе), утверждаемому главным инженером АС, как правило, на остановленномреакторе с подкритичностью не менее 0,02 для состояния активной зоны смаксимальным эффективным коэффициентом размножения.

Техническоерешение (программа) должна содержать:

-цель проведения ядерно-опасных работ;

-перечень ядерно-опасных работ и технологию их проведения;

-технические и организационные меры по обеспечению ядерной безопасности;

-критерии и контроль правильности завершения ядерно-опасных работ;

-указание о назначении ответственного за проведение ядерно-опасных работ.

7.6.19В соответствии с требованиями ОПБ-88/97администрация АС на основе технологического регламента и ООБ АС организуетразработку и выпуск инструкций и руководств, определяющих действия персонала пообеспечению безопасности при проектных и запроектных авариях.

7.6.20В инструкциях по эксплуатации систем и оборудования АС, регламентирующихэксплуатацию реакторов и процедуры обращения с ядерным топливом, должны бытьотражены требования по обеспечению ядерной безопасности.

7.7 Радиационная безопасность

7.7.1 Общие положения

7.7.1.1При эксплуатации, выводе АС из эксплуатации должны выполнятся требованияФедерального закона «О радиационной безопасностинаселения» [10],НРБ-99,ОСПОРБ-99,СПАС-03, ПРБАС-99 и других нормативных документов вобласти обеспечения радиационной безопасности.

7.7.1.2Обеспечение радиационной безопасности на АС возлагается на директора АС,организация работ по обеспечению радиационной безопасности на АС возлагается наглавного инженера АС.

7.7.1.3Руководители структурных подразделений АС несут ответственность за обеспечениерадиационной безопасности в своих подразделениях и на закрепленномоборудовании.

7.7.1.4Осуществление радиационного контроля на АС, в санитарно-защитной зоне и зоненаблюдения АС, методическое руководство работами по обеспечению радиационнойбезопасности и контроль за соблюдением всеми работающими на АС правилрадиационной безопасности возлагается на отдел (цех, службу) радиационнойбезопасности АС.

Структураотдела (цеха, службы) радиационной безопасности должна обеспечивать эффективныйрадиационный контроль и соответствовать типовой структуре, утвержденнойэксплуатирующей организацией.

7.7.1.5На каждой АС должна быть разработана инструкция (процедура) по радиационнойбезопасности, учитывающая положения нормативных документов по радиационнойбезопасности, требования которой должны быть направлены на выполнение основныхпринципов радиационной безопасности (обоснование, оптимизация, нормирование).

7.7.1.6Требования инструкции (процедуры) по радиационной безопасности должнысоблюдаться персоналом АС и организаций, выполняющих работы и предоставляющихуслуги АС и привлекаемых к работам с источниками ионизирующего излучения.

Руководителисторонних организаций должны обеспечить наличие у направляемого на АС персоналадокументов, подтверждающих допуск к работе в условиях воздействия ионизирующегоизлучения, проверку знаний по радиационной безопасности и разрешенную дозу напериод работы на данной АС.

7.7.1.7Персонал АС и организаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги АС,должен:

-знать и выполнять требования инструкции (процедуры) по радиационнойбезопасности в соответствии с объемом, определенным для данной должности;

-стремиться к выполнению своих должностных обязанностей с получением наименьшихдозовых нагрузок, учитывая беспороговое воздействие радиации на организм;

-бережно относиться к используемым средствам индивидуального и коллективногорадиационного контроля (средства контроля загрязнения рук, тела, одежды ит.д.);

-применять предписанные основные и дополнительные средства индивидуальнойзащиты, снижающие дозы внутреннего и внешнего облучения от источниковионизирующих излучений;

-не допускать распространения радиоактивных загрязнений с места проведенияработ;

-выполнять все указания работников отдела (цеха, службы) радиационнойбезопасности, касающиеся обеспечения радиационной безопасности, при выполненииработ;

-выполнять установленные требования по предупреждению радиационной аварии иправила поведения в случае ее возникновения;

-обо всех неисправностях в работе установок, приборов и аппаратов, являющихсяисточником излучения, а также оборудования радиационного контроля, немедленноставить в известность непосредственного руководителя и отдел (цех, службу)радиационной безопасности;

-по окончании работы покидать свои рабочие места, если дальнейшее пребывание недиктуется производственной необходимостью.

7.7.1.8Доступ к информации о радиационной обстановке на АС и принимаемых мерах по ееулучшению должен быть обеспечен в установленном порядке персоналу, органамисполнительной власти, органам регулирования безопасности, а также гражданам,общественным объединениям и средствам массовой информации.

7.7.1.9Показателями радиационной безопасности АС являются:

-количество нарушений в работе АС с радиационными последствиями;

-уровень облучаемости персонала АС и организаций, выполняющих работы ипредоставляющих услуги АС;

-активность газо-аэрозольных выбросов;

-активность жидких сбросов с дебалансными водами.

7.7.1.10Работы в условиях фактической или потенциальной радиационной опасности,требующие подготовки рабочего места и ограничения продолжительности, привыполнении которых индивидуальные дозы облучения могут превысить 0,2 мЗв,должны выполняться по нарядам-допускам или распоряжениям с оформлениемдозиметрического наряда.

Работы,не требующие подготовки рабочего места для обеспечения радиационнойбезопасности или ограничения продолжительности по времени и при которыхиндивидуальные дозы не превышают 0,2 мЗв, выполняются по наряду-допуску илираспоряжению без оформления дозиметрического наряда.

Особорадиационно опасная работа, при которой ожидаемая коллективная доза можетпревысить 0,5 чел·Зв или 10 мЗв по эффективной индивидуальной дозе, должнавыполняться по специальной программе обеспечения радиационной безопасности,согласованной территориальным органом Госсанэпиднадзора Федеральногомедико-биологического агентства и утвержденной главным инженером АС.

Припланировании работы, которая может привести к получению коллективной дозы более1 чел·Зв или максимальная индивидуальная эффективная доза может превысить 15мЗв, программа дополнительно должна быть согласована эксплуатирующейорганизацией.

7.7.1.11Контрольные уровни факторов радиационного воздействия на АС и в окружающейсреде (кроме КУ дозы облучения персонала группы А, устанавливаемогоэксплуатирующей организацией и КУ газо-аэрозольных выбросов, установленныхдокументом «Санитарныеправила проектирования и эксплуатации атомных станций) устанавливаются АС.

Переченьи численные значения контрольных уровней, устанавливаемых на АС, подлежатсогласованию с территориальным органом Госсанэпиднадзора Федеральногомедико-биологического агентства.

7.7.1.12Планируемое повышенное облучение персонала сверх основных дозовых пределовразрешается только в случае ликвидации последствий радиационной аварии впорядке, установленном НРБ-99и по согласованию с эксплуатирующей организацией.

7.7.1.13Все случаи нарушения правил радиационной безопасности, которые стали причинойнезапланированного повышенного облучения персонала или радиоактивногозагрязнения оборудования, помещений и территории сверх допустимых уровней,должны быть расследованы в соответствии с НП «Положениео порядке расследования и учета нарушений в работе АС» и приняты меры,предотвращающие повторение подобных случаев. Сообщения о таких нарушениях ирезультаты их расследования должны передаваться в эксплуатирующую организацию исоответствующие органы государственного регулирования безопасности.

7.7.1.14Ответственность за нарушение требований правил радиационной безопасности несутв соответствии с действующим законодательством административно-техническиеработники АС, которые не обеспечили соблюдение требований правил и не принялинеобходимых мер по предупреждению нарушений, а также лица, непосредственнонарушившие эти правила.

7.7.1.15На каждой АС должны быть созданы и находиться в постоянной эксплуатацииавтоматизированная система радиационного контроля и автоматизированная системаконтроля радиационной обстановки. Должна быть обеспечена передача данныхавтоматизированной системы контроля радиационной обстановки во внутренние ивнешние аварийные центры АС и в Кризисный центр.

7.7.1.16Метрологическое обеспечение средств радиационного контроля должноосуществляться в соответствии с 5.8 настоящего стандарта.

Запрещаетсяэксплуатировать средства измерений, не прошедшие метрологическое обслуживание -калибровку (поверку) или с недействительными (просроченными или поврежденными)оттисками калибровочных (поверительных) клейм.

7.7.2 Основные критерии и пределы

7.7.2.1Атомная станция считается безопасной, если при нормальной эксплуатации ипроектных авариях ее радиационное воздействие на персонал, население иокружающую среду ограничивается установленными для этих состояний АС пределами.

7.7.2.2На АС, проекты которых утверждены до 02.07.99, даты введения в действие НРБ-99,последствия проектной радиационной аварии по величинам выбросов и сбросоврадиоактивных веществ в окружающую среду не должны приводить к дозам облучениянаселения, требующим принятия обязательных мер по его защите в начальномпериоде радиационной аварии, т.е. дозы облучения лиц из населения не должныпревышать верхний уровень критериев (уровень "Б"), регламентируемых НРБ-99.

7.7.2.3На АС, проекты которых утверждены после 02.07.99, последствия проектнойрадиационной аварии по величинам выбросов и сбросов радиоактивных веществ вокружающую среду не должны приводить к дозам облучения населения, требующимпринятия любых мер по его защите в начальном периоде радиационной аварии, т.е.дозы облучения лиц из населения не должны превышать нижний уровень критериев(уровень "А"), регламентируемых НРБ-99.

7.7.2.4Пределы безопасной эксплуатации каждого энергоблока АС по выбросам и сбросамдолжны быть установлены на уровне ПДВ и ПДС, а эксплуатационные пределы - науровне ДВ и ДС с ограничением, что установленные для одного энергоблоказначения пределов безопасной эксплуатации и эксплуатационные пределы не должныпревышаться при работе всех энергоблоков данной АС.

7.7.2.5Все АС должны иметь в технологических регламентах эксплуатации энергоблоковзначения эксплуатационных пределов и пределов безопасной эксплуатации порадиационным параметрам, включая значения пределов, перечисленных в 5.10.2.4.

7.7.3Администрация АС должна обеспечить учет количества, перемещения и местанахождения всех делящихся и радиоактивных материалов, источников ионизирующегоизлучения, свежего и отработавшего топлива, демонтированного радиоактивногооборудования, загрязненного инструмента, одежды, производственных отходов,других источников ионизирующего излучения, а также соблюдение всеми работающимитребований радиационной безопасности при обращении с ними.

7.8 Охрана труда

7.8.1Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт оборудования зданий исооружений АС должны осуществляться с учетом требований правил охраны труда.

7.8.2На АС и в организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомныхстанций, на основании РД «Положение о системе управления охраной трудапредприятия, организации концерна «Росэнергоатом» должны быть разработаныПоложения о системе управления охраной труда, учитывающие особенности испецифику конкретных АС и организаций.

7.8.3На руководителей АС и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатациюатомных станций, возлагается персональная ответственность и общее руководство,а на главных инженеров - организация работы по охране труда и радиационнойбезопасности.

Начальникиподразделений, смен и мастера обязаны обеспечить проведение организационных итехнических мероприятий по созданию безопасных условий труда, обучение иинструктаж безопасным приемам выполнения работы и осуществление контроля засоблюдением требований охраны труда и радиационной безопасности.

7.8.4На АС и в организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомныхстанций, должны быть обеспечены в установленном порядке:

-безопасность работников при эксплуатации зданий, сооружений, оборудования,осуществлении технологических процессов, а также применяемых в производствеинструментов, сырья и приспособлений;

-применение сертифицированных средств индивидуальной и коллективной защитыработников;

-режим труда и отдыха работников в соответствии с трудовым законодательством,иными нормативными правовыми актами, содержащими нормы трудового права илокальными нормативными актами, содержащими нормы трудового права;

-обучение безопасным методам и приемам выполнения работ и оказанию первой помощипострадавшим на производстве, проведение инструктажа по охране труда,стажировки на рабочем месте, обучение и проверка знаний требований охранытруда;

-проведение аттестации рабочих мест по условиям труда с последующейсертификацией организации работ по охране труда;

-обязательные предварительные, при поступлении на работу, и периодическиемедицинские осмотры (обследования);

-психофизиологические обследования работников для установления физиологической ипсихофизиологической пригодности к безопасному выполнению работ по отдельнымоперациям и видам работ;

-предсменные медицинские осмотры оперативного персонала атомных станций;

-предрейсовые медицинские осмотры водителей автотранспортных средств;

-лечебно-профилактическое питание и санитарно-бытовое обслуживание;

-разработка и утверждение правил и инструкций по охране труда для работников сучетом мнения выборного органа первичной профсоюзной организации или иногоуполномоченного работниками органа в установленном порядке.

7.8.5Тепломеханическое оборудование, приспособления, другое оборудование иустановки, на которые распространяются правила и нормы органа государственногорегулирования безопасности, должны быть зарегистрированы с оформлением паспортаи подвергаться испытаниям в соответствии с требованиями указанных норм иправил.

7.8.6Средства индивидуальной защиты, приспособления и инструмент, применяемые приремонте и техническом обслуживании оборудования, зданий и сооружений объектов атомнойэнергетики, должны подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии сдействующими нормами и правилами.

7.8.7Ответственность за несчастные случаи, профессиональные заболевания (отравления)¹⁾и случаи незапланированного облучения персонала, происшедшие на производстве,несет работодатель.

______________

¹⁾ В соответствии с [15]«Положение о расследовании и учете профессиональных заболеваний» под «острымпрофессиональным заболеванием (отравлением) понимается заболевание, являющееся,как правило, результатом однократного (в течение не более одного рабочего дня,одной рабочей смены) воздействия на работника вредного производственногофактора (факторов), повлекшее временную или стойкую утрату профессиональнойтрудоспособности».

7.8.8Каждый несчастный случай, каждый случай повышенного облучения персонала, атакже все другие нарушения правил техники безопасности и радиационнойбезопасности должны быть расследованы, выявлены причины их возникновения иприняты меры по предотвращению повторения подобных случаев.

Сообщенияо несчастных случаях, их расследование и учет должны производиться всоответствии с Трудовым кодексом Российской Федерации [11].

Сообщенияо случаях повышенного облучения персонала их расследование и учет должныпроизводиться в соответствии с Трудовым кодексом Российской Федерации [11]и РД «Положение о расследовании незапланированного или аварийного облученияперсонала филиалов концерна «Росэнергоатом».

7.8.9Каждый случай профессионального заболевания персонала должен быть расследован,выявлены причины и виновники их возникновения, приняты меры по предотвращениюповторения подобных случаев в соответствии с [12]«Положение о расследовании и учете профессиональных заболеваний».

7.8.10Материалы расследования несчастных случаев, случаев незапланированногооблучения персонала и профессиональных заболеваний на производстве должныпрорабатываться с персоналам, а также использоваться при разработке мероприятийпо предупреждению аналогичных случаев.

7.8.11Весь производственный персонал АС и организаций, непосредственно обеспечивающихэксплуатацию атомных станций, должен быть обучен практическим приемамосвобождения работника, попавшего под действие электрического тока, и оказанияпервой помощи, а также приемам оказания первой помощи при других несчастныхслучаях.

7.8.12При проведении строительно-монтажных, наладочных, и ремонтных работ,технического обслуживания оборудования на действующих атомных станцияхприкомандированным персоналом должны быть разработаны согласованные мероприятияпо охране труда, радиационной, взрыво- и пожаробезопасности, учитывающиевзаимодействие с АС и ответственность подразделений, выполняющих работы.

Ответственностьза выполнение указанных мероприятий несут руководители соответствующихорганизаций.

Допускприкомандированного персонала к работам на действующих станциях осуществляетсяпо нарядам-допускам, общим нарядам-допускам и дозиметрическим нарядам вустановленном порядке.

Допускстроительно-монтажных организаций к работам на действующих АС долженосуществляться после оформления акта-допуска согласно СНиП «Безопасностьтруда в строительстве. Общие требования».

7.8.13Прикомандированный на АС персонал для выполнения работ в зоне контролируемогодоступа должен пройти в установленном порядке медицинский осмотр и обучениебезопасности труда в соответствии с действующими правилами и нормами.

7.8.14На каждой АС должны быть обеспечены санитарно-бытовое илечебно-профилактическое обслуживание работников в соответствии с требованиямиохраны труда, а также доставка работников, заболевших на рабочем месте, вмедицинскую организацию в случае необходимости оказания им неотложноймедицинской помощи.

7.8.15На каждой АС должны быть определены места размещения медицинских аптечек дляоказания первой помощи, а также средств для транспортировки пострадавших;определена по согласованию с МСЧ номенклатура постоянного запаса медикаментов иперевязочных средств в аптечках.

7.8.16Персонал, находящийся в помещениях с действующим энергооборудованием (заисключением щитов управления, релейных и им подобных), в закрытых и открытыхраспределительных устройствах, колодцах, камерах, каналах и туннелях АС, тепловыхсетей, на строительной площадке и в ремонтной зоне должен надевать защитныекаски.

7.9 Пожарная безопасность

7.9.1При обеспечении пожарной защиты оборудования, зданий и сооружений АС следуетруководствоваться действующими на АС и в организациях нормативными документами,регламентирующими требования пожарной безопасности.

Персональнаяответственность за обеспечение пожарной безопасности АС и ее структурныхподразделений в соответствии с действующим законодательством возлагается на ихруководителей.

Возложениеперсональной ответственности за обеспечение пожарной безопасности помещений,оборудования, зданий и сооружений оформляется приказом директора АС.

7.9.2На АС должен быть разработан и введен план пожаротушения.

Противопожарныетренировки персонала должны проводиться в соответствии с действующими на АСинструкциями, положениями по организации и проведению противопожарного обученияперсонала.

7.9.3На АС создаются пожарно-технические комиссии, возглавляемые главными инженерамии организуется учеба персонала по пожарно-техническому минимуму. Каждыйработник обязан знать и строго выполнять правила пожарной безопасности,применительно к обслуживаемому участку.

7.9.4Руководители АС и организаций обязаны обеспечить ввод в эксплуатацию новыхобъектов и объектов после реконструкции в полном соответствии с проектом итребованиями действующих нормативных документов по пожарной безопасности.

7.9.5За системами автоматического обнаружения и тушения пожаров должен бытьустановлен постоянный надзор, осуществляемый специально назначеннымиработниками. Закрепление за ними указанных систем утверждается директором,график их проверки - главным инженером АС.

7.9.6Каждый случай пожара должен быть расследован в соответствии с действующиминормативными документами специально назначенной комиссией с участием работниковГосударственной противопожарной службы для установления причин возникновенияпожара и разработки противопожарных мероприятий.

7.9.7Производственные, вспомогательные, подсобные и бытовые здания и сооружения АС нереже, чем один раз в квартал должны осматриваться пожарно-техническойкомиссией. Выявленные недостатки должны устраняться в сроки, установленные этойкомиссией.

7.9.8Производство электросварочных, газосварочных, других огневых и пожароопасныхработ должно выполняться с соблюдением требований правил пожарной безопасности.

7.9.9Работы, связанные с отключением средств автоматического обнаружения и установоктушения пожаров, участков противопожарного водопровода, а также с перекрытиемдорог и проездов, могут проводиться только с письменного разрешения главногоинженера АС и после уведомления пожарной охраны и лиц, ответственных запожарную безопасность соответствующего участка.

7.9.10Руководителем тушения пожара до прибытия пожарного подразделения является начальниксмены АС.

Поприбытии пожарного подразделения руководство тушением пожара принимает на себястарший оперативный начальник, а начальник смены АС должен информировать его осостоянии оборудования, уровнях радиации, способах индивидуальной защиты и возможностиведения работ по пожаротушению.

7.10 Охрана окружающей среды

7.10.1При размещении, проектировании, строительстве, эксплуатации и выводе изэксплуатации атомных станций должны выполняться требования Федерального закона«Об охране окружающейсреды» [13],РД «Основные правил обеспечения охраны окружающей среды атомных станций (безучета радиационного фактора)», законодательных актов и действующих нормативныхдокументов в области охраны окружающей среды.

7.10.2Лицом, ответственным за состояние охраны окружающей среды на АС, являетсядиректор атомной станции, ответственность за организацию работ по обеспечениюохраны окружающей среды на АС возлагается на главного инженера.

ПерсоналАС несет ответственность за соблюдение требований охраны окружающей среды впределах должностных инструкций и инструкций по эксплуатации.

7.10.3Осуществление экологического контроля на АС, в санитарно-защитной зоне,методическое руководство работами по обеспечению охраны окружающей среды иконтроль за соблюдением всеми работающими на АС правил охраны окружающей среды(без учета радиационного фактора) возлагается на отдел охраны окружающей средыАС.

7.10.4На этапе выбора площадки для строительства АС должны быть проведеныисследования воздействия АС на объекты окружающей среды и население, разработанраздел «Оценка воздействия на окружающую среду», подготовлены исходные«фоновые» данные о состоянии окружающей среды в районе расположения АС, какосновы для последующей оценки влияния действующей АС.

Приразработке проектной документации (ТЭО, или рабочего проекта) на строительство(реконструкцию, расширение, техническое перевооружение или снятие сэксплуатации) объектов должен быть составлен раздел «Охрана окружающей среды».

Всепроектные материалы по сооружениям (объектам) АС, намечаемым к реализации,подлежат государственной экологической экспертизе.

7.10.5При эксплуатации АС должно быть обеспечено рациональное использование природныхресурсов, соблюдение нормативов качества окружающей среды и нормативовдопустимого воздействия на нее, при соблюдении которых обеспечиваетсяустойчивое функционирование естественных экологических систем. Необходимопроводить мероприятия по восстановлению природной среды, рекультивации земель,благоустройству территорий в соответствии с законодательством.

7.10.6Количество загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду, не должно бытьвыше предельно допустимых или временно согласованных в установленном порядкевыбросов и сбросов.

Приосуществлении деятельности в области обращения с опасными отходами недопустимонарушение разработанных и утвержденных нормативов образования опасных отходов илимитов на их размещение.

7.10.7Для предупреждения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера ивыработки наиболее эффективных эколого-экономических решений при эксплуатацииАС организуется производственный экологический мониторинг. ПЭМ осуществляется впределах площадки АС, СЗЗ и ЗН. Для каждой АС состав, объем и периодичностьработ, выполняемых в рамках ПЭМ, определяется состоянием окружающей среды,перечнем значимых экологических аспектов и угрозами природного и техногенногохарактера.

7.10.8Для обеспечения соблюдения нормативов допустимого воздействия на окружающуюсреду, гарантирующих безопасность населения и объектов окружающей среды, долженбыть организован производственный экологический контроль выбросов в атмосферу,сбросов в водные объекты загрязняющих веществ АС в соответствии с действующиминормативными документами.

7.10.9На каждой АС должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных изалповых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.

7.10.10До начала предпусковых наладочных работ должны быть приняты в эксплуатациюустановки для очистки и обработки сточных вод.

7.10.11Обращение с отходами на АС должно осуществляться в соответствии с требованиямиФедерального закона «Об отходах производства ипотребления» [14],законодательных актов и нормативных документов, действующих в области обращенияс опасными отходами.

АСдолжны обеспечивать хранение и захоронение опасных отходов в специальнооборудованных сооружениях, предназначенных для размещения отходов.

7.10.12 При привлечении сторонних организаций квыполнению работ на АС в договорах и других организационно-распорядительныхдокументах должна быть предусмотрена необходимость выполнения этимиорганизациями требований законодательных актов и нормативных документов,действующих в области охраны окружающей среды.

7.10.13Атомные станции обязаны контролировать и учитывать выбросы и сбросызагрязняющих веществ в окружающую среду, объемы размещения отходов производстваи потребления и количество забираемой из водных объектов и сбрасываемой воды.

7.10.14Метрологическое обеспечение средств контроля выбросов и сбросов должноосуществляться в соответствии с 5.8 настоящего стандарта.

7.11 Физическая защита ядерных материалов, ядерныхустановок и пунктов хранения ядерных материалов на АС

7.11.1Физическая защита ядерных материалов, ядерных установок и пунктов храненияядерных материалов (далее по тексту физическая защита) обеспечивается СФЗ АС,предусматривающей единую систему планирования, координации, контроля иреализации комплекса технических и организационных мер и действий, направленныхна достижение поставленных целей.

7.11.2Целями СФЗ АС эксплуатирующей организации являются:

-недопущение хищения или порчи ядерного материала;

-недопущение несанкционированного вывода из строя ядерной установки, пунктахранения ядерного материала.

7.11.3Цели СФЗ АС достигаются выполнением следующих задач:

-предупреждение несанкционированного доступа на территорию АС;

-своевременное предупреждение несанкционированных действий;

-создание на вероятных путях движения нарушителей физических барьеров(инженерных заграждений), обеспечивающих необходимую для ответных действий силохраны задержку (замедление) достижения ими целей акции;

-пресечение несанкционированных действий;

-задержание лиц, причастных к подготовке или совершению диверсии или хищениюядерных материалов.

7.11.4Обеспечение физической защиты должно осуществляться на всех этапахпроектирования, сооружения, эксплуатации и выводу из эксплуатации указанныхобъектов использования атомной энергии, а также при обращении с ядернымиматериалами, в том числе при транспортировании ядерных материалов.

Безобеспечения физической защиты вышеуказанная деятельность запрещается.

7.11.5Требования к обеспечению физической защиты устанавливаются Федеральным законом«Обиспользовании атомной энергии» [1]и [15]«Правила физической защиты ядерных материалов, ядерных установок и пунктовхранения ядерных материалов», нормами и правилами в области использованияатомной энергии.

7.11.6Физическая защита должна осуществляться в соответствии с международнымиобязательствами Российской Федерации в области использования атомной энергии.

7.11.7СФЗ АС должна включать организационные мероприятия, инженерно-техническиесредства и действия администрации, персонала АС и подразделений охраны,направленные на достижение поставленных целей.

7.11.8Организационные мероприятия в рамках обеспечения физической защиты должнывключать в себя комплекс мер, осуществляемых администрацией атомной станции икомандованием подразделения охраны АС на основании регламентирующих эти мерынормативных актов.

7.11.9Технические средства СФЗ АС должны быть сертифицированы в соответствии сзаконодательством Российской Федерации.

7.11.10При создании СФЗ АС необходимо:

-учитывать особенности АС и требования ядерной, радиационной, экологической,пожарной и технической безопасности в области использования атомной энергии;

-обеспечивать стабильную работу системы, при которой отказ какого-либо элементасистемы не нарушал бы ее функционирования в целом и не приводил бы к отказудругого элемента;

-ограничивать до минимума число лиц, имеющих доступ к ядерным материалам иреакторным установкам.

7.11.11Основные требования к СФЗ АС:

-меры (уровни) физической защиты должны быть адекватны категории ядерногоматериала и степени потенциальных угроз;

-зональный принцип построения СФЗ АС;

-равнопрочность защищаемого рубежа;

-ограничение до минимума числа лиц, имеющих доступ к объектам защиты АС;

-сведение да минимума вероятности проникновения на территорию и в помещения АСпосторонних лиц;

-ведение постоянного контроля за объектами защиты АС и прилегающей к ней зоны;

-рассмотрение вопросов физической защиты на ранних стадиях проектирования АС;

-учет в СФЗ АС мер, предусмотренных на АС в целях безопасности;

-ограничение доступа к информации о конкретной СФЗ АС для посторонних лиц.

7.11.12Ответственность за обеспечение физической защиты несет директор атомнойстанции.

7.11.13Эксплуатирующая организация обеспечивает осуществление физической защиты АС иконтроль за ее состоянием и функционированием.

7.11.14Федеральное агентство по атомной энергии в рамках своих полномочий:

-обеспечивает организацию и координацию деятельности федеральных органовисполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов РоссийскойФедерации и организаций, имеющих подведомственные ядерно-опасные объекты, повопросам обеспечения физической защиты;

-выполняет функции центрального государственного органа и пункта связи всоответствии с положениями международной Конвенции о физической защите ядерногоматериала и функции национального компетентного органа по выполнениюобязательств Российской Федерации в МАГАТЭ и в других международныхорганизациях в области обеспечения физической защиты;

-выполняет функции государственного компетентного органа по ядерной и радиационнойбезопасности при транспортировании ядерных материалов;

-выдает сертификаты на технические средства, используемые в системе физическойзащиты;

-обеспечивает ведомственный контроль за состоянием и функциониванием системыфизической защиты на подведомственных ядерно-опасных объектах.

7.11.15Для выполнения функций по обеспечению физической защиты привлекаются органы МВДи ФСБ России в рамках их полномочий.

7.11.16Государственный надзор за обеспечением физической защиты осуществляетРостехнадзор в рамках своих полномочий.

7.11.17Федеральные органы исполнительной власти и организации, располагающиесведениями о системах физической защиты, а также АС, должны принимать меры позащите информации об их организации и функционировании.

7.11.18На АС должны проводиться учения подразделений охраны во взаимодействии сорганами МВД и ФСБ России с целью проверки эффективности СФЗ АС.

7.11.19.Обо всех имевших место случаях несанкционированных действий в отношении ядерныхматериалов, ядерных установок и пунктов хранения ядерных материалов АС обязанауведомить эксплуатирующую организацию, Росатом, органы ФСБ России, МВД России иРостехнадзор.

7.12 Предупреждение и ликвидация чрезвычайныхситуаций на АС

7.12.1В соответствии с требованиями [16]«Положение о единой государственной системе предупреждения и ликвидациичрезвычайных ситуаций (РСЧС)» и [17]«О функциональной подсистеме предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»создаются:

-на уровне эксплуатирующей организации - система предупреждения и ликвидациичрезвычайных ситуаций ФГУП концерн «Роэнергоатом» (СЧСК);

-на уровне АС - система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуацийобъекта (СЧСО).

7.12.2Основные задачи и функции, организационная структура и система управления,режимы функционирования и порядок деятельности, подготовка специалистов органовуправления и сил, финансирование СЧСК и СЧСО определяется [18]«Положение о комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций иобеспечению пожарной безопасности ФГУП концерн «Росэнергоатом» (СЧСК)» исоответствующими положениями АС.

7.12.3Координационными органами системы предупреждения и ликвидации чрезвычайныхситуаций являются комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуацийи обеспечению пожарной безопасности (КЧСПБ):

-в эксплуатирующей организации - комиссия ФГУП концерн «Росэнергоатом» (КЧСПБК)[19];

-на АС - комиссия объекта (КЧСПБО).

7.12.4Основные задачи, функции и права, режимы функционирования, организация ипорядок работы КЧСПБК и КЧСПБО определяются положениями об этих комиссиях.

7.12.5Состав КЧСПБК определяется приказом руководителя эксплуатирующей организацииАС. В состав КЧСПБК входят члены группы оказания экстренной помощи атомнымстанциям - группы ОПАС (список 0). Председателем КЧСПБК является руководительгруппы ОПАС.

СоставКЧСПБО определяется директором АС.

7.12.6Основные мероприятия, проводимые органами управления и силами СЧСО в различныхрежимах функционирования определены Положением о СЧСО, Планом мероприятий позащите персонала в случае аварии на АС, другими руководствами, планами,аварийными инструкциями, содержащими требования по организации и проведениюмероприятий по предупреждению и ликвидации ЧС на АС.

7.12.7Критерии принятия решения об объявлении на АС аварийной обстановки, порядокоперативной передачи информации и оказания помощи АС при ЧС со стороныэксплуатирующей организации определены НП «Положение о порядке объявленияаварийной обстановки, оперативной передачи информации и организации экстреннойпомощи атомным станциям в случае радиационно опасных ситуаций».

7.12.8АС должна информировать органы местной власти и другие органы в соответствии сНП «Положение о порядке объявления аварийной обстановки, оперативной передачиинформации и организации экстренной помощи АС в случае радиационно-опасныхситуаций» об аварии на АС и рекомендовать органам исполнительной властисубъекта Российской федерации, на территории которого расположена АС, а такжеместным органам власти ввести в действие соответствующие планы по защитенаселения при достижении установленных критериев.

7.12.9.В случае ухудшения радиационной обстановки на АС без достижения установленныхкритериев меры защиты персонала должны осуществляться в соответствии синструкциями и руководствами без ввода в действие Плана мероприятий по защитеперсонала в случае аварии на АС (далее - План мероприятий).

7.12.10При достижении установленных критериев меры защиты персонала должныосуществляться в соответствии с Планом мероприятий.

Решениена введение в действие Плана мероприятий принимает директор (главный инженер)АС после объявления на АС состояния «Аварийная готовность» и (или) «Аварийнаяобстановка».

7.12.11Руководство силами и средствами, привлекаемыми к ликвидации ЧС на АС и в ССЗ,организацию их взаимодействия осуществляет руководитель аварийных работ (РАР) -директор АС, который является председателем КЧСО.

7.12.12Управление действиями сил и средств по локализации и ликвидации ЧС на АС взависимости от складывающейся обстановки осуществляется из защищенного пунктауправления противоаварийными действиями (ЗПУПД) АС с внутренним аварийнымцентром (АЦ), из ЗПУПД города с внешним АЦ, из ЗПУПД района эвакуации синформационно - управляющим пунктом и/или подвижного пункта управления РАР(подвижного узла связи АС). В эксплуатирующей организации - из Кризисногоцентра и/или подвижного узла связи группы ОПАС.

7.12.13Научно-техническая поддержка аварийной АС и группы ОПАС осуществляется:

-в эксплуатирующей организации из Кризисного центра ФГУП концерн «Росэнергоатом»(КЦ);

-в отрасли из Ситуационно-кризисного центра Росатома (СКЦ);

-в организациях и предприятиях, входящих в группу ОПАС, из центров техническойподдержки (ЦТП).

7.12.14Инженерная поддержка осуществляется Аварийно-техническим центромэксплуатирующей организации.

7.12.15Внутренний и внешний аварийные центры АС, Кризисный центр должны быть оснащеныоборудованием, приборами, системами оповещения и связи, программно-техническимикомплексами, необходимыми для создания единого информационного пространства,обеспечивающего руководство силами и средствами наблюдения и контроля,предупреждения и ликвидации ЧС на АС.

7.12.16Защита персонала АС должна осуществляться в защитных сооружениях, отвечающихтребованиям СНиП «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны».Системы жизнеобеспечения в этих защитных сооружениях должны быть рассчитаны напятидневное пребывание укрываемого персонала.

7.12.17 Проверка готовностиАС к локализации и ликвидации ЧС осуществляется в соответствии с требованиямиРД «Положение о проверке готовности АЭС к локализации и ликвидации чрезвычайныхситуаций природного и техногенного характера». Проверки осуществляются всоответствии с графиком, утвержденным руководителем эксплуатирующей организацииАС.

7.12.18 Подготовкаспециалистов органов управления и сил СЧСК и СЧСО организуется в рамках единойсистемы подготовки населения в области гражданской обороны, защиты отчрезвычайных ситуаций и обеспечения пожарной безопасности. Совершенствованиезнаний, умений и навыков специалистов органов управления и сил СЧСК и СЧСО,остального персонала эксплуатирующей организации АС и атомных станций в областизащиты от ЧС осуществляется в ходе проведения сборов, учений и тренировок,периодичность которых устанавливается эксплуатирующей организацией АС иатомными станциями.

8 Техническая документация

8.1Техническая документация АС состоит из следующих видов:

-нормативная документация;

-эксплуатационная (в т.ч. ремонтная) документация;

-управленческая техническая документация;

-справочно-информационная документация;

-проектно-сметная документация;

-конструкторская, технологическая и заводская документация;

-монтажная и наладочная документация.

8.2Содержание, оформление и обозначение технической документации, правиларазработки, обращения, вывода из обращения должны соответствовать требованиям,установленным стандартами и руководящими документами эксплуатирующейорганизации.

8.3На АС должен быть разработан указатель (перечень) нормативной документации,регламентирующей безопасную эксплуатацию атомной станции. Указательразрабатывается на основе «Указателя основных действующих нормативныхдокументов, регламентирующих обеспечение безопасной эксплуатации энергоблоковАС» концерна «Росэнергоатом» и утверждается главным инженером АС.

8.4Для каждого структурного подразделения АС должен быть разработан переченьнеобходимой документации, включающий техническую документацию по направлениюдеятельности. Перечни необходимой документации подразделений утверждаютсяглавным инженером АС и пересматриваются 1 раз в три года. Структурныеподразделения должны быть укомплектованы необходимой документацией всоответствии с перечнями.

8.5В каждом структурном подразделении АС должен быть составлен перечень рабочихмест, которые должны быть укомплектованы необходимой документацией. Переченьрабочих мест, обеспеченных документацией, оперативного персонала утверждаетсяглавным инженером АС. Перечень рабочих мест, обеспеченных документацией,остального персонала утверждается руководителем подразделения.

Длякаждого рабочего места, включенного в перечень рабочих мест, обеспеченныхдокументацией, должен быть разработан перечень необходимой документации,включающий техническую документацию. В этот перечень должны быть включены вседокументы, которые должен знать работник или быть с ними ознакомлен всоответствии с должностной инструкцией.

Перечнинеобходимой документации на рабочих местах оперативного персонала утверждаютсяглавным инженером.

Перечнинеобходимой документации на рабочих местах остального персонала разрабатываютсяна основе перечня необходимой документации подразделения и утверждаютсяначальником подразделения.

Допускаетсяформирование единого перечня документации для нескольких рабочих мест,расположенных в одном помещении или блоке помещений, Данный переченьсоставляется на основе должностных инструкций всех работников, рабочие местакоторых находятся в данном помещении или блоке помещений.

Рабочиеместа должны быть укомплектованы необходимой документацией в соответствии сперечнями.

8.6Все экземпляры документов, включенные в перечни, должны быть зарегистрированы вустановленном на АС порядке и поддерживаться подразделением, к которомуотносится данное рабочее место в состоянии, отражающем реальное состояниеэнергоблока. Допускается использование электронных копий документов дляобеспечения рабочих мест, за исключением рабочих мест оперативного иоперативно-ремонтного персонала.

Прииспользовании электронных копий документов должны приниматься меры по исключениюнесанкционированного доступа к контрольной версии документа.

8.7Перечни документов структурных подразделений АС должны пересматриваться одинраз в 3 года.

8.8На каждой АС должна быть следующая документация:

-утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

-техническое обоснование безопасности в составе проекта или отчет по углубленнойоценке безопасности;

-технологические регламенты эксплуатации блоков АС;

-технические решения на все изменения проекта в процессе эксплуатации;

-генеральный план с нанесением всех зданий и сооружений, включая подземноехозяйство;

-исполнительные и рабочие чертежи оборудования и сооружений, чертежи всегоподземного хозяйства;

-исполнительные и рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

-акты государственной и рабочих приемочных комиссий;

-акты отвода земельных участков;

-геологические, гидрологические и другие данные о территории с результатамииспытаний грунтов и анализа грунтовых вод;

-акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

-акты приемки скрытых работ;

-акты и графики (или журналы наблюдений) контроля состояния зданий, сооружений ифундаментов под оборудование;

-нормативная документация (стандарты и РД эксплуатирующей организации, введенныенациональные стандарты и НД сторонних организаций);

-эксплуатационная, в том числе ремонтная, документация по ведениютехнологических процессов, по эксплуатации зданий и сооружений, поподтверждению проектных характеристик, по обеспечению исправного состояния и поаварийной готовности;

-управленческая техническая документация по планированию, по осуществлениюпроизводственной деятельности, по обеспечению производственной деятельности, попроизводственному контролю, учетная, отчетная и статистическая документация;

-конструкторская, технологическая, заводская документация, монтажная, наладочнаядокументация и справочно-информационная документация, необходимая дляэксплуатации АС;

-паспорт на реакторную установку, оформленный в Ростехнадзоре;

-экологический паспорт АС;

-разрешения (лицензии), выданные специально уполномоченными государственнымиорганами исполнительной власти;

-сертификаты качества на оборудование систем, важных для безопасности;

-аттестаты аккредитации на виды метрологических работ, выданные в установленномпорядке, паспорт метрологической службы АС;

-технические паспорта на здания, сооружения и оборудование АС, электрических итепловых сетей;

-отчеты о расследовании нарушений в работе АС.

Указаннаявыше документация должен быть зарегистрирована и храниться в установленном наАС порядке.

8.9Проект АС, исполнительная документация на строительство АС, акты испытаний иисполнительная документация на техническое обслуживание и ремонт систем(элементов) безопасности и элементов важных для безопасности, отнесенных кклассам 1 и 2 (определяемым ОПБ 88/97), должны быть зарегистрированы ихраниться на АС на протяжении всего срока ее службы.

8.10Любые изменения в проектную конфигурацию зданий, сооружений, систем иоборудования должны осуществляться:

-для элементов, относящихся к системам 1 или 2 класса по ОПБ-88/97или к группе «А» или «Б» по ПНАЭ «Правилаустройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомныхэнергетических установок» - по решению эксплуатирующей организации;

-в остальных случаях - по техническому решению атомной станции.

8.11На АС должен быть определен порядок контроля за внедрением решений (техническихрешений), рассылки уведомлений о внедрении решений:

-заинтересованным организациям (проектным, конструкторским иорганизациям-изготовителям);

-подразделениям АС, ответственным за эксплуатацию, ремонт и оперативноеуправление оборудованием, за внесение изменений в эксплуатационнуюдокументацию, за подготовку, обучение персонала, за учет и использование опытаэксплуатации.

8.12Основным документом, определяющим безопасную эксплуатацию блока АС, являетсятехнологический регламент, содержащий правила и основные приемы безопаснойэксплуатации, общий порядок выполнения операций, связанных с безопасностью, атакже пределы и условия безопасной эксплуатации.

Разработкутехнологического регламента организует эксплуатирующая организация с участиемразработчиков проектов АС и РУ на основе проектных материалов АС, отчета пообоснованию безопасности АС (технического обоснования безопасности АС, отчетапо углубленному обоснованию безопасности, в зависимости от того, к какомупоколению относится РУ), действующих нормативных документов в областиобеспечения безопасности АС и типового технологического регламента безопаснойэксплуатации энергоблока АС (для типов блоков, для которых такие регламентыимеются), либо типового содержания технологического регламента.

Разработанныйтехнологический регламент должен корректироваться по результатам предпусковыхналадочных работ, физического и энергетического пусков блока АС. Дальнейшая корректировкарегламента производится на основании опыта эксплуатации блока АС, однотипныхблоков других АС и изменений требований нормативных документов.

Изменения,вносимые в технологический регламент, должны быть согласованы сорганизациями-разработчиками проектов АС и РУ и утверждены в установленномпорядке.

8.13На основании утвержденных директором АС зон обслуживания подразделений иразделительных ведомостей на АС должны быть разработаны и утверждены главныминженером АС исчерпывающие перечни систем, оборудования, зданий и сооружений покаждому структурному подразделению и в целом по АС с указанием границответственности структурных подразделений.

8.14Для всех систем и/или оборудования должны быть разработаны инструкции поэксплуатации до их приемки (ввода) в эксплуатацию.

Инструкциипо эксплуатации разрабатываются на основе проектной, заводской,конструкторской, монтажной и наладочной документации с учетом опытаэксплуатации аналогичного оборудования. Положения инструкций по эксплуатациидолжны соответствовать требованиям технологического регламента.

Винструкциях по эксплуатации систем и оборудования, устройств систем управленияи защиты, средств релейной защиты, телемеханики, связи и комплекса техническихсредств АСУ ТП должны бать приведены разделы согласно соответствующемустандарту организации.

8.15В инструкциях по эксплуатации систем и оборудования, устройств управления изащиты, средств релейной защиты, телемеханики и сигнализации должны бытьприведены:

-назначение, краткое описание и характеристика;

-порядок эксплуатации;

-меры безопасности при эксплуатации;

-условия безопасной эксплуатации и ограничения по эксплуатации;

-перечень защит, блокировок, сигнализации и условия их срабатывания.

8.16В инструкциях по эксплуатации зданий и сооружений должны быть приведены:

-краткая характеристика;

-специфические требования по охране труда, ядерной, радиационной, взрыво- ипожарной безопасности;

-порядок обслуживания;

-порядок допуска к осмотру и ремонту.

8.17Инструкции по эксплуатации должны быть подписаны руководителемподразделения-владельца оборудования (подразделения, ведущего работы) иутверждены главным инженером АС.

8.18Все изменения в системах и оборудовании АС, выполненные на этапе подготовки иввода в эксплуатацию при сооружении, должны быть внесены в установленномпорядке в инструкции и схемы до ввода систем и оборудования в работу.Изменения, выполненные на действующем энергоблоке в ходепланово-предупредительных ремонтов или остановов для устранения неисправностей,оформляются в журналах технических распоряжений с указанием сроков внесения вэксплуатационную документацию.

Информацияоб изменениях в инструкциях и схемах должна доводиться под роспись до сведениявсех работников, для которых обязательно знание этих инструкций и схем.

8.19Инструкции по эксплуатации, оперативные планы пожаротушения должныпересматриваться:

-не реже одного раза в 3 года с отметкой на них о пересмотре, за исключениеминструкции по эксплуатации РУ;

-с вводом в действие новых нормативных документов с внесением в них необходимыхизменений и дополнений.

Должныпересматриваться не реже одного раза в 5 лет с отметкой на них о пересмотре:

-технологические регламенты по эксплуатации блоков АС;

-инструкции по эксплуатации РУ;

-инструкции по ликвидации аварий на АС;

-инструкции по ликвидации нарушений в электрической части;

-руководства по управлению запроектными авариями;

-регламенты, программы и технические условия на ремонт систем и оборудованияатомных станций;

-программы регламентных испытаний и проверок систем и оборудования атомныхстанций.

Допускаетсяпродлевать срок действия технологических регламентов по эксплуатации блоков АС,инструкций по ликвидации аварий на АС, руководств по управлению запроектнымиавариями, согласованными и утвержденными в установленном порядке, при наличииобоснования, утвержденного ГИС и соответствия данных документов требованиям НД,проектной, заводской документации, а также изменениям типовой документации.

Эксплуатационныесхемы (технологические, электрические первичных и вторичных соединений и др.)должны проверяться на их соответствие фактическому состоянию не реже одногораза в 2 года с отметкой на них о проверке назначенным лицом.

Срокипересмотра остальной технической документации (программ, графиков, методик,перечней, руководств и др.) должны согласовываться со сроками пересмотратехнической документации, на основании которой она разработана, иустанавливаться руководством АС.

8.20Руководящий оперативный персонал должен вести оперативную документацию, объемкоторой определяет главный инженер АС.

Порешению главного инженера допускается ведение оперативной документации вэлектронном виде.

8.21Суточные ведомости (в том числе в электронной форме) в операционных зонахобслуживания оперативного персонала должны вестись в порядке, установленном наАС.

8.22Оперативную документацию должны в установленном порядке просматриватьназначенные специалисты и руководители структурных подразделений, заместителиглавного инженера, главный инженер и директор, при обходах рабочих мест по графикуобходов административно-технического персонала, и определять необходимые меры кустранению дефектов в работе оборудования и недостатков в работе персонала.

8.23Оперативная документация, а также диаграммы регистрирующихконтрольно-измерительных приборов, записи оперативно-диспетчерских переговорови выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом АСУ ТПпосле случаев нарушений в работе АС подлежат хранению в установленном порядке,указанном в административных инструкциях, положениях или стандартахорганизации.

8.24На АС должно быть организовано хранение технической документации, определеныместа и сроки хранения. Проектная, исполнительная документация, а также решения(технические решения) по изменению проектной документации должны храниться втечение всего срока эксплуатации АС.

9 Подбор, подготовка и поддержание квалификацииперсонала

9.1 Подбор, подготовка и поддержаниеквалификации персонала АС и организаций, выполняющих работы и предоставляющихуслуги АС по проектированию, строительству, эксплуатации, техническомуобслуживанию, ремонту, реконструкции, наладке и испытаниям энергетическогооборудования, должны проводиться в соответствии с требованиями федеральныхзаконов Российской Федерации, норм и правил в области использования атомнойэнергии, документа «Организация работы с персоналом на атомных станциях» инормативных актов эксплуатирующей организации.

9.2Подбор, подготовка и поддержание квалификации персонала являются одной изосновных обязанностей руководителей эксплуатирующей организации АС, атомныхстанций и организаций, указанных в пункте 9.1. настоящего стандарта.

9.3.Подбор персонала АС должен проводиться в соответствии с квалификационнымитребованиями, установленными в нормативных документах, и с учетом возможностидальнейшего профессионального роста работника.

Квалификационныетребования к специалистам из числа работников, которые в зависимости отвыполняемой ими деятельности должны получать разрешения на право ведения работв области использования атомной энергии, устанавливаются в соответствии сФедеральным законом «Обиспользовании атомной энергии» [1].

9.4.В соответствии со статьями 69 и 213 Трудового кодекса РоссийскойФедерации [11]директор АС обязан организовать проведение обязательных предварительных (припоступлении на работу) и периодических (в процессе трудовой деятельности)медицинских осмотров (обследований) работников, занятых на работах с вредными,опасными условиями труда и неблагоприятными производственными факторами.

9.5Специалисты из числа работников АС, которые в зависимости от выполняемой имидеятельности должны получать разрешения на право ведения работ в областииспользования атомной энергии, проходят обязательные предварительные иежегодные медицинские осмотры и психологические обследования в соответствии спостановлением Правительства Российской Федерации «О перечне медицинскихпротивопоказаний и перечне должностей, на которые распространяются данныепротивопоказания, а также о требованиях к проведению медицинских осмотров ипсихофизиологических обследований работников объектов использования атомнойэнергии» [20].

Переченьмедицинских противопоказаний и перечень должностей, на которые распространяютсяданные противопоказания, а также требования к проведению медицинских осмотров ипсихофизиологических обследований утверждены постановлением ПравительстваРоссийской Федерации «О перечне медицинских противопоказаний и перечнедолжностей, на которые распространяются данные противопоказания, а также отребованиях к проведению медицинских осмотров и психофизиологическихобследований работников объектов использования атомной энергии» [20].

9.6Работники, не прошедшие медицинский осмотр (обследование), психофизиологическоеобследование или имеющие противопоказания по результатам медицинского осмотра(обследования), психофизиологического обследования, не допускаются к выполнениютрудовых обязанностей в соответствии с законодательством Российской Федерации.

9.7Подготовка персонала АС на должность должна обеспечивать получение работникамипрофессиональных знаний и практических навыков работы и проводиться попрограммам подготовки на должность в соответствии с требованиями документа«Организация работы с персоналом на атомных станциях».

9.8С целью контроля уровня знаний, необходимых работнику для выполнения трудовыхобязанностей, на АС проводится проверка знаний в соответствии с требованиямидокумента «Организация работы с персоналом на атомных станциях».

9.9.Вновь принятые работники, работники, имевшие перерыв в работе более шестимесяцев, а также работники, успешно завершившие обучение в связи с переводом нановую должность, должны быть допущены к самостоятельной работе распорядительнымдокументом АС в соответствии с требованиями документа «Организация работы сперсоналом на атомных станциях».

Допускк самостоятельной работе директора АС оформляется указанием руководителяэксплуатирующей организации.

9.10Ежегодное поддержание квалификации персонала АС должно обеспечивать поддержаниепрофессиональных знаний и практических навыков, необходимых для выполнениядолжностных обязанностей, и проводиться по программам поддержания квалификациив соответствии с требованиями документа «Организация работы с персоналом наатомных станциях».

9.11Работники организаций, указанных в пункте 9.1стандарта, должны проходить подготовку на должность, проверку знаний иподдержание квалификации в своих организациях в соответствии с требованиямидокумента «Организация работы с персоналом на атомных станциях».

10 Требования к зданиям, сооружениям, оборудованиюи технологическим процессам

10.1 Территория

10.1.1Территория АС должна соответствовать требованиям СПАС-03, ПРБАС-99, НД «Основные требования к разработкетехнико-экономического обоснования строительства атомной станции. Положение опорядке выбора площадок строительства АС» и НД по охране окружающей среды.

10.1.2Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-техническогосостояния территории, зданий и сооружений, соблюдения требований по охранеокружающей среды должны быть выполнены и содержаться в должном порядке иисправном состоянии:

-системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории АС, от еезданий сооружений (дренажи, каптажи, канавы, водоотводящие каналы и др.);

-системы очистки вентиляционных выбросов от пыли, радиоактивных газов иаэрозолей;

-сооружения для очистки загрязненных сточных вод и промливневой канализации;

-сети водопровода, канализации, дренажа, теплофикации, газопроводы и ихсооружения;

-источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источниковводоснабжения;

-железнодорожные пути и переезды, автомобильные дороги, подъезды к пожарнымгидрантам, водохранилищам и градирням, мосты, переходы и др.;

-противооползневые и берегоукрепительные сооружения;

-базисные и рабочие реперы и марки;

-пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод;

-системы контроля радиационной обстановки на территории АС, санитарной зоны АС изоны наблюдения;

-ограждение, освещение, озеленение и благоустройство территории.

10.1.3Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации,газоводы, воздухопроводы и кабели должны иметь на поверхности земли указатели.

10.1.4Должен быть обеспечен проезд транспортных средств и механизмов ко всемсооружениям и зданиям, расположенным на территории АС, а также вдольводоподводящих и отводящих каналов, водоподпорных и ограждающих плотин и дамб,трасс подземных трубопроводов.

10.1.5Пешеходные дороги на территории АС должны соединять между собой все здания иобеспечивать безопасность передвижения в местах пересечения с транспортнымикоммуникациями.

10.1.6Территория АС должна озеленяться в соответствии с нормативными требованиями поспециальному проекту.

10.1.7При выявлении на территории АС блуждающих токов должна быть обеспеченаантикоррозионная защита подземных металлических сооружений и коммуникаций.

10.1.8Все водоотводящие сети и устройства должны осматриваться и подготавливатьсявесной к пропуску талых вод; места прохода кабелей, труб, вентиляционныхканалов через стены зданий должны быть уплотнены, а откачивающие механизмыприведены в состояние готовности к работе.

10.1.9Контроль за режимом грунтовых вод - уровнем воды в контрольных скважинах(пьезометрах) должен проводиться: в первый год эксплуатации не реже чем одинраз в месяц, в последующие годы - в зависимости от изменений уровня грунтовыхвод, но не реже чем один раз в квартал.

Вкарстовых зонах контроль за режимом грунтовых вод должен быть организован поспециальным программам и в сроки, предусмотренные инструкцией.

Измерениетемпературы воды и отбор проб воды на химический анализ из скважин долженпроводиться в соответствии с инструкцией.

Контрольза активностью грунтовых вод должен производиться в соответствии с указаниямиотдела (службы) радиационной безопасности и требованиями санитарных органовнадзора.

Результатынаблюдений должны заноситься в специальный журнал.

10.1.10На территории (площадке) АС должны быть постоянно задействованы главный вход ине менее двух запасных в местах по периметру территории, оборудованныеконтрольно-пропускными пунктами для дозиметрического контроля всех покидающихАС людей и транспортных средств, а также вывозимых (выносимых) материалов,оборудования, приборов и т.п. Транспортные средства перед выездом с территорииАС при необходимости должны подвергаться дезактивации в специальнооборудованных местах.

10.1.11Транспортирование по территории АС радиоактивных материалов, отходов,загрязненного оборудования и приборов, изотопов должны проводиться в соответствиис правилами транспортирования радиоактивных материалов и источниковионизирующих излучений с использованием проектных технологических схем,устройств и приспособлений.

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

10.2. Производственные здания, сооружения,санитарно-технические устройства

10.2.1Здания, в которых размещается оборудование с радиоактивным теплоносителем,хранилища радиоактивных отходов, а также другие здания или отдельные помещения,в которых производят работы с радиоактивными веществами, материалами иприборами, включая и ремонт радиоактивного оборудования, должны бытьспроектированы и эксплуатироваться в соответствии с СПАС-03 и ПРБАС-99.

10.2.2За состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооруженийдолжно производиться систематическое наблюдение в объеме, определяемоминструкцией, разработанной на основании РД «Типоваяинструкция по эксплуатации производственных зданий и сооружений атомных станций».

Кромесистематического наблюдения два раза в год (весной и осенью) должен проводитьсяобщий технический осмотр для выявления дефектов и повреждений, а послестихийных бедствий (ураганных ветров, обильных ливней или снегопадов, пожаров,землетрясений) или аварий - внеочередной осмотр.

10.2.3При весеннем техническом осмотре должны уточняться объемы работ по ремонтузданий и сооружений, предусмотренному в летний период, и выявляться объемыработ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года.

Приосеннем техническом осмотре должна проверяться подготовка зданий и сооружений кзиме.

10.2.4Тщательный контроль должен быть установлен за производственными зданиями исооружениями, возведенными на подработанных подземными горными выработкамитерриториях, на просадочных грунтах и в районах многолетней мерзлоты, а такжеэксплуатируемых при постоянной вибрации.

10.2.5На АС должны проводиться наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооруженийи оборудования: в первый год эксплуатации - три раза, во второй - два раза, вдальнейшем до стабилизации осадков - один раз в год, после стабилизации осадков(1 мм в год и менее) - один раз в 5 лет.

10.2.6При наблюдении за сохранностью зданий и сооружений должно контролироватьсясостояние подвижных опор температурных швов, сварных, клепаных и болтовыхсоединений, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций (припоявлении коррозии или деформации), конструкций и участков, подверженныхдинамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

10.2.7При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаковповреждений за этими конструкциями должен быть установлен контроль сиспользованием маяков. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься вжурнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроковустранения выявленных дефектов.

10.2.8Вентиляционные трубы АС (дымовые трубы котельных установок) должны подвергатьсянаружному осмотру один раз в год (весной) и внутреннему осмотру через 5 летпосле ввода, а в дальнейшем по мере необходимости, но не реже чем один раз в 15лет. Внутреннее обследование труб с кирпичной и монолитной футеровкой можетбыть заменено тепловизионным с частотой обследований не реже одного раза в пятьлет.

10.2.9Не допускается пробивка отверстий и проемов, установка, подвеска и креплениетехнологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и другихустройств, не предусмотренных проектом, без согласования с проектнойорганизацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (помещения).

Дополнительныенагрузки, устройство проемов, отверстий могут быть допущены только послеповерочного расчета строительных конструкций и, если окажется необходимым, ихусиления.

Длякаждого участка перекрытий на основе проектных данных должны быть определеныпредельные нагрузки и указаны на табличках, устанавливаемых на видных местах.

10.2.10Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии,должен быть установлен контроль за эффективностью антикоррозионной защиты.

10.2.11Окраска помещений и оборудования АС должна соответствовать требованиямпромышленной эстетики и санитарии, а также правил и норм в атомной энергетике.

10.2.12Строительные конструкции, фундаменты оборудования и строительных сооруженийдолжны быть защищены от попадания масел, пара и воды.

10.2.13Вентиляционные и аэрационные установки должны быть работоспособны иобеспечивать в производственных помещениях оптимальные параметры воздушнойсреды, надежность работы оборудования и долговечность строительных конструкцийв объеме, определяемом местной инструкцией.

10.3 Гидротехнические сооружения и водное хозяйствоАС

10.3.1 Гидротехнические сооружения и ихмеханическое оборудование

10.3.1.1При проектировании, строительстве, эксплуатации и выводе из эксплуатациигидротехнических сооружений должно обеспечиваться выполнение требованийзаконодательства Российской Федерации и нормативных документов в областибезопасности гидротехнических сооружений.

Эксплуатирующаяорганизация¹⁾ гидротехнического сооружения в соответствии сФедеральным законом «О безопасности гидротехнических сооружений» [21]несет ответственность за безопасность гидротехнического сооружения и должна:

-обеспечивать соблюдение норм и правил безопасности гидротехнических сооружений;

-обеспечивать контроль (мониторинг) за показателями состояния гидротехническогосооружения, осуществлять оценку безопасности гидротехнического сооружения;

-должна представлять в установленном порядке в органы государственного надзорана утверждение декларацию безопасности гидротехнического сооружения и получатьлицензии на виды деятельности в области безопасности гидротехническихсооружений.

_________________

¹⁾Эксплуатирующая организация - государственное или муниципальное унитарноепредприятие либо организация любой другой организационно - правовой формы, набалансе которой находится гидротехническое сооружение.

10.3.1.2В бетонных гидротехнических сооружениях должны своевременно устранятьсяповреждения, вызываемые коррозией бетона, кавитацией, трещинообразованием,повышенной деформацией и другими неблагоприятными явлениями, связанными своздействиями воды и нагрузок. При необходимости должна проводиться проверкапрочности бетона на участках, подверженных воздействию фильтрующейся воды ирасположенных в зонах переменного уровня. При снижении прочности конструкцийсооружений по сравнению с установленными проектом критериями надежности, должныразрабатываться мероприятия и проводиться ремонтные работы (реконструкции) поих усилению.

10.3.1.3Земляные плотины и дамбы должны быть защищены от размыва. Крепления откосов иливневая канализация должны поддерживаться в исправном состоянии. Земляныесооружения, особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины идамбы, должны предохраняться от повреждения животными.

Вслучае появления выноса грунта следует принять меры по его устранению.

Бермыи кюветы каналов должны регулярно очищаться от грунта осыпей и выносов.

10.3.1.4Складирование грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов,на бермах и откосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределахрасчетной призмы обрушения не допускается без проектного обоснования. Опаснаязона должна быть отмечена на месте отличительными знаками.

10.3.1.5Участки откосов земляных плотин и дамб, при недостаточно глубоком расположениигрунтовых вод в низовом клине, во избежание промерзания и разрушения должныиметь дренажные устройства или утепления.

10.3.1.6Дренажные устройства для отвода профильтровавшейся воды должны быть оборудованыводомерными приспособлениями и содержаться в исправном состоянии. Вода издренажных устройств должна отводиться от сооружений непрерывно. При обнаружениивыноса грунта фильтрационной водой необходимо принять меры к его прекращению.

10.3.1.7Скорость воды в каналах должна быть такой, чтобы не происходило размывовоткосов и дна канала, отложения наносов; должна быть обеспечена бесперебойнаяподача воды при наличии ледовых образований. Максимальные и минимальныескорости воды должны соответствовать расчетным значениям и указаны в местнойинструкции.

10.3.1.8Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов, каналов и напорныхтрубопроводов, а также изменение уровней воды должны проводиться постепенно соскоростями, исключающими появление недопустимо больших давлений за облицовкойсооружения, оползание откосов, возникновение вакуума и ударных явлений втрубопроводах; допускаемые скорости опорожнения и наполнения должнысоответствовать расчетным значениям и указаны в местной инструкции.

10.3.1.9При эксплуатации напорных трубопроводов должны быть:

-устранены повышенная вибрация оболочки, обеспечена нормальная работа всех опор;

-обеспечена нормальная работа компенсационных устройств;

-автоматически действующие защитные устройства, предусмотренные проектом наслучай разрыва трубопроводов, должны постоянно находиться в состоянииготовности к действию.

10.3.1.10Аэрационные устройства напорных трубопроводов должны быть надежно утеплены ипри необходимости оборудованы обогревом. Систематически в сроки, указанные винструкции, должны проводиться проверки состояния аэрационных устройств.

10.3.1.11Металлические напорные трубопроводы и металлические части гидротехническихсооружений, в том числе градирен и брызгальных бассейнов, должны быть защищеныот коррозии и абразивного износа, а деревянные части - от гниения.

10.3.1.12Должна быть обеспечена надежная работа уплотнений деформационных швов.

10.3.1.13На каждой АС в инструкции должен быть изложен план действий персонала привозникновении на гидротехнических сооружениях аварийных ситуаций. В планедолжны быть определены обязанности персонала, способы устранения аварийныхситуаций, запасы материалов, средства связи и оповещения, транспортныесредства, пути передвижения и т.п.

10.3.1.14Противоаварийные устройства, водоотливные водоспасательные средства должнысодержаться в исправном состоянии и постоянно находиться в состоянии готовностик действию.

10.3.1.15Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен проводиться выборочно взависимости от их состояния, по возможности не создавая помех в работеэнергоблоков АС.

10.3.1.16Вдоль водоподводящих и обводящих каналов, водоподпорных и ограждающих плотин идамб, трасс подземных трубопроводов большого диаметра должны быть предусмотреныпроходы для их осмотра.

Повреждениягидротехнических сооружений, создающие опасность для людей и оборудования,должны устраняться немедленно.

10.3.1.17Систематический контроль за гидротехническими сооружениями на АС являетсяосновным средством для оценки состояния и условий их работы.

10.3.1.18Ответственность за организацию контроля за состоянием гидротехническихсооружений, за своевременное выявление аварийных ситуаций, разработку ивыполнение мероприятий по их устранению в соответствии с Федеральным законом «Обезопасности гидротехнических сооружений» [21]несут:

-в период строительства до приемки в эксплуатацию полностью законченногостроительством гидроузла - строительная организация (генеральный подрядчик);

-в период эксплуатации и вывода из эксплуатации - АС.

10.3.1.19При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатацию Заказчику должны бытьпереданы:

-контрольно-измерительная аппаратура и данные наблюдений по ней в строительныйпериод - строительной организацией;

-данные анализа результатов натурных наблюдений с указанием предельно допустимыхпо условиям устойчивости и прочности сооружения показаний КИА - проектнойорганизацией.

10.3.1.20Объем КИА, устанавливаемой на гидротехнических сооружениях, определяетсяпроектом и зависит от класса капитальности сооружения; на сооружениях третьегои четвертого класса капитальности, как правило, достаточен визуальный контрольи КИА может не устанавливаться.

Впериод эксплуатации по решению АС (эксплуатирующей организации) состав КИА иобъем наблюдений могут быть сокращены или увеличены в зависимости от состояниягидросооружений.

НаАС должны быть ведомость и схема размещения всей КИА с указанием даты установкикаждого прибора и начальных отсчетов; состояние КИА должно проверяться в сроки,указанные местной инструкцией.

10.3.1.21На каждой АС должна быть местная программа натурных наблюдений, утвержденнаяглавным инженером АС. В сроки, установленные программой, и в предусмотренном еюобъеме должны проводиться наблюдения за:

-осадками и смещениями сооружений и их оснований, деформациями, трещинами всооружениях и облицовках, состоянием деформационных и строительных швов, креплениемоткосов земляных плотин и дамб, каналов и выемок, состоянием трубопроводов;

-фильтрационным режимом в основании и теле земляных, бетонных сооружений ибереговых примыканий, работой дренажных и противофильтрационных устройств,режимом грунтовых вод в зоне сооружений;

-воздействием потока на сооружения, в частности за размывом водобоя и рисбермы,дна и берегов, истиранием и коррозией облицовок, просадками, оползневымиявлениями, заилением и зарастанием каналов и бассейнов, переработкой береговводоемов;

-воздействием льда на сооружения, их обледенением.

Принеобходимости должны быть организованы наблюдения за вибрацией сооружения,сейсмическими нагрузками на них, прочностью и водонепроницаемостью бетона,напряженным состоянием и температурным режимом конструкций, коррозией металла ибетона, состоянием сварных швов металлоконструкций, выделением газа наотдельных участках гидросооружений и др. При существенных изменениях условийэксплуатации гидросооружений должны проводиться дополнительные наблюдения поспециальным программам.

Винструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения должны бытьуказаны критерии его надежного состояния, с которыми должны сравниватьсяданные, полученные с помощью КИА.

10.3.1.22На всех гидротехнических сооружениях должны быть установлены базисные и рабочиереперы. Оси основных гидротехнических сооружений должны быть надежно обозначенына местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами. Анкерные опорынапорных трубопроводов должны иметь марки, определяющие положение опор в планеи по высоте.

Водоподпорныеи ограждающие плотины и дамбы, каналы, туннели должны иметь знаки, отмечающиепопикетно длину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также местарасположения скрытых под землей или водой устройств.

10.3.1.23Контрольно-измерительная аппаратура должна быть защищена от повреждений.Пьезометры и контрольные скважины должны быть защищены от засорения ипромерзания. Запрещается откачка воды из пьезометров без достаточногообоснования. Отметки верха пьезометров периодически, но не реже одного раза вгод, должны проверяться нивелировкой.

10.3.1.24Ежегодно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также илетне-осеннего паводка на АС должны назначаться паводковые комиссии. Комиссияпроводит осмотр и проверку подготовки к половодью (паводку) всехгидротехнических сооружений, их механического оборудования, подъемныхустройств, руководит пропуском половодья (паводка) и после его прохожденияснова осматривает сооружения.

10.3.1.25Осмотр подводных частей сооружений и туннелей, предусмотренный проектом илиинструкцией должен проводиться после первых двух лет эксплуатации и далее помере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет.

10.3.1.26Механическое оборудование гидротехнических сооружений (затворы и защитныеограждения с их механизмами), средства его дистанционного автоматическогоуправления и сигнализации, а также подъемные и транспортные устройства общегоназначения должны постоянно содержаться в исправности и находиться в состоянииготовности к работе. Должна быть обеспечена возможность маневрированиязатворами водосбросных сооружений, предназначенными для использования припропуске половодья, путем их освобождения от наледей и ледяного припаянепосредственно перед весенним половодьем.

10.3.1.27Механическое оборудование гидротехнических сооружений должно периодическиосматриваться и проверяться в соответствии с утвержденным графиком.

10.3.1.28Основные затворы должны иметь указатели высоты открытия. Индивидуальныеподъемные механизмы и закладные части затворов должны иметь привязку к базиснымреперам.

10.3.1.29При маневрировании затворами их движение должно происходить беспрепятственно,без рывков и вибрации, при правильном положении ходовых и отсутствии деформацииопорных частей. Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов, правильнаяпосадка их на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Затворы не должныиметь перекосов и не допустимых деформаций при работе под напором.

Запрещаетсянахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрациязатворов или конструкций гидросооружений.

10.3.1.30Полное закрытие затворов, установленных на напорных водоводах, можетпроводиться лишь при исправном состоянии аэрационных устройств водоводов.

10.3.1.31Сороудерживающие конструкции (решетки, сетки, запани) должны регулярноочищаться от сора.

Накаждой АС должны быть установлены предельные по условиям прочности иэкономичности значения уровней на сороудерживающих решетках.

Механическоеоборудование должно быть защищено от коррозии и обрастания дрейсеной.

10.3.1.32В необходимых случаях должно быть обеспечено утепление или обогрев пазов,опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток,предназначенных для работы в зимних условиях.

10.3.1.33Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительноготамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства ивентиляционного оборудования) и брызгальных устройств должны проводитьсяежегодно в весенний и осенний период. Обнаруженные дефекты должны бытьустранены. Поворотные щиты тамбура при положительных температурах воздухадолжны быть установлены в горизонтальном положении.

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

10.3.1.34Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должныпромываться не реже двух раз в год - весной и осенью. Засорившиеся сопла должныбыть своевременно очищены, а вышедшие из строя заменены. Водосборные бассейныградирен должны не реже одного раза в 2 года очищаться от ила и мусора.

10.3.1.35Конструкции оросителей градирен должны очищаться от минеральных и органическихотложений.

10.3.1.36Решетки и сетки градирен и брызгальных устройств должны осматриваться один разв смену и при необходимости очищаться, чтобы не допускать перепада воды на нихвыше установленного проектом.

Маневрированиежалюзийными щитами градирен производит персонал цеха, ответственного заэксплуатацию.

10.3.1.37При эксплуатации градирен и брызгальных устройств в зимних условиях обледенениеконструктивных элементов охладителей и прилегающей территории не допускается.

Воизбежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструкционныхэлементов и территории зимой брызгальные устройства должны работать спониженным напором. При уменьшении расхода воды должны быть заглушеныпериферийные сопла и отключены крайние распределительные трубопроводы.

Понижениенапора у разбрызгивающих сопел должно быть обеспечено путем уменьшения общегорасхода охлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а такжеотвод части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросынепосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе ихбрызгального устройства должна быть не ниже 10 °С.

10.3.1.38При наличии параллельно работающих градирен и уменьшения зимой общего расходаводы во избежание обледенения оросителя плотность орошения в градирнях должнабыть не менее 6 м³/ч на 1 м² площади орошения, атемпература воды на выходе градирен - не ниже 10 °С.

10.3.1.39При кратковременном отключении градирен или брызгального устройства в зимнийпериод должна быть обеспечена циркуляция теплой воды в бассейне дляпредотвращения образования в нем льда.

10.3.1.40Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирендолжно проводиться не реже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек - не режеодного раза в 5 лет.

10.3.2 Водное хозяйство атомных станций,гидрологическое и метеорологическое обеспечение

10.3.2.1При эксплуатации водного хозяйства атомных станций должны быть обеспечены:бесперебойная подача охлаждающей воды в необходимых количествах, регулированиетемпературного режима с целью поддержания экономичного вакуума и предотвращениязагрязнений конденсаторов и циркуляционных водоводов. Одновременно должны бытьучтены потребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (рыбногохозяйства, водного транспорта, водоснабжения, орошения) и условия охраныприроды.

10.3.2.2К моменту приемки в эксплуатацию атомной станции проектной организацией должныбыть переданы дирекции:

-согласованные с заинтересованными организациями Правила эксплуатацииводохранилища;

-гидравлические характеристики водопропускных (водосбросных) сооружений.

Помере накопления эксплуатационных данных Правила эксплуатации водохранилища игидравлические характеристики должны уточняться и дополняться.

10.3.2.3До наступления минусовой температуры наружного воздуха и появления льда должныбыть проверены и отремонтированы шугосбросы и шугоотстойники, очищены от сора итопляков водоприемные устройства и подводящие каналы, решетки и пазы затворов,а также подготовлены устройства для обогрева решеток и пазов затворов,проверены шугосигнализаторы и микротермометры.

10.3.2.4Вдоль сооружений, не рассчитанных на давление сплошного ледяного поля, должнаустраиваться полынья, поддерживаемая в свободном ото льда состоянии в течениезимы.

10.3.2.5При прямоточном, смешанном и оборотном водоснабжении АС сводохранилищами-охладителями (при необходимости) должна осуществлятьсярециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решеток водоприемника.Включение рециркуляции должно предотвращать появление шуги на участке водозабора;условия ее включения должны быть указаны в местной инструкции.

10.3.2.6Перед ледоставом и в период ледостава должны проводиться систематические (нереже одного раза в сутки) измерения температуры воды на участках водозаборов сцелью обнаружения признаков ее переохлаждения. Порядок включения обогрева иустройств для расчистки решеток ото льда должен быть определен местнойинструкцией.

10.3.2.7При заилении водохранилищ, бьефов, бассейнов или каналов необходимо промыватьбьефы, водохранилища, пороги водоприемников, осветлять воду в отстойниках,предохранять водохранилища (бассейны, бьефы) от заиления путем проведениярежимных мероприятий, применять берегоукрепительные и наносоудерживающиеустройства или удалять наносы механическими средствами.

10.3.2.8В случае возможности попадания в приемные сооружения наносов, скопившихся передпорогом водоприемника, должны проводиться кратковременные интенсивные промывки.При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов должнопроводится при помощи механизмов.

10.3.2.9На каждой АС, в водохранилище которой имеется залежи торфа, должен бытьорганизован перехват всплывающих масс торфа выше створа водозаборныхсооружений, преимущественно в местах всплывания. Перехваченный торф долженотбуксироваться в бухты и на отмели и надежно закрепляться.

10.3.2.10При развитии водной растительности в водохранилищах-охладителях, брызгальныхбассейнах и градирнях для ее уничтожения следует применять активные способы:механические, биологические, химические. Применение химических способовдопускается с разрешения органов Министерства природных ресурсов РоссийскойФедерации, Ростехнадзора и Федерального агентства по рыболовству.

10.3.2.11Задачами гидрологического и метеорологического обеспечения АС являются:

-получение гидрологических и метеорологических данных для оптимального ведениярежимов работы АС, планирование использования водных ресурсов и организацииправильной эксплуатации гидротехнических сооружений и водохранилищ;

-контроль за использованием водных ресурсов на АС;

-получение данных для регулирования водного стока, пропуска половодий ипаводков, организации ирригационных и санитарных пропусков, обеспечениерасходов воды на водоснабжение и т.п.;

-получение информации для своевременного принятия мер по предотвращению илиуменьшению ущерба от стихийных явлений.

10.3.2.12Атомные станции должны регулярно получать от органов Федеральной службы погидрометеорологии и мониторингу окружающей среды следующие данные:

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

-водные балансы водохранилищ многолетнего, годичного и сезонного регулирования;

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

-гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации АС.

Принеобходимости АС должны получать от органов Федеральной службы погидрометеорологии и мониторингу окружающей среды данные по физическим,химическим и гидробиологическим показателям и уровню загрязнения вод, а такжеэкстренную информацию о резких изменениях уровня загрязнения вод.

10.3.2.13Объем и сроки передачи гидрологических и метеорологических прогнозов ипредупреждений об опасных явлениях устанавливаются для каждой АСсоответствующими органами Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингуокружающей среды.

ПрогнозыФедеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды ифактические гидрологические и метеорологические явления регистрируются на АС.

10.3.2.14На каждой АС в сроки, определяемые программой натурных наблюдений, должны бытьорганизованы наблюдения за:

-уровнями воды в бьефах водонапорных сооружений, у водозаборных сооружений, вканалах;

-расходами воды, пропускаемыми через гидротехнические сооружения и используемымтехнологическим оборудованием;

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

-содержанием в воде наносов и их отложениями в водохранилищах (водоемах);

-температурой воды и воздуха;

-показателем качества используемой или сбрасываемой воды (по местным условиям).

10.3.2.15Определение среднесуточного расхода воды, использованной АС, долженопределяться по показаниям расходомеров; при отсутствии водомерных устройстввременно, до установки указанных приборов, учет стока воды может проводиться похарактеристикам протарированного технологического оборудования и сиспользованием других возможных методов.

10.3.2.16Водомерные посты должны периодически, не реже чем через 5 лет, проверятьсянивелировкой. Вблизи реек и свай должен скалываться лед, а автоматические постына зимний период должны утепляться.

10.3.2.17Информация об аварийных сбросах АС загрязняющих веществ, а также о нарушенииими установленного режима использования водных объектов должна немедленнопередаваться местным органом Федеральной службы по гидрометеорологии имониторингу окружающей среды непосредственно атомными станциями.

10.3.2.18На водохранилищах - охладителях должен осуществляться контроль за качествомводы и при необходимости должны приниматься меры для предотвращения загрязненияее промышленными, радиоактивными и бытовыми стоками, приводящими к нарушениютребований санитарных норм, загрязнению и коррозии оборудования атомныхстанций.

10.3.3 Техническое водоснабжение

10.3.3.1При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

-бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в необходимомколичестве и требуемого качества;

-предотвращение загрязнений конденсаторов турбин, теплообменного оборудования итрубопроводов систем технического водоснабжения;

-выполнение требований норм и правил по охране окружающей среды.

10.3.3.2Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин идругого теплообменного оборудования, коррозии, "цветения" воды илизарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должныпроводиться профилактические мероприятия.

Выбормероприятий должен определяться местными условиями, их эффективностью, допустимостьюпо условиям эксплуатации теплообменного оборудования, охраны окружающей среды.

Очисткатеплообменного оборудования, циркуляционных водопроводов и каналов должнапроизводиться по мере необходимости.

Очисткатеплообменного оборудования систем безопасности, систем важных для безопасностидолжна проводиться по графикам и по методикам, утвержденным главным инженеромАС.

Уничтожениевысшей водной растительности и борьба с "цветением" воды вводохранилищах-охладителях химическим способом допускается только с разрешенияМПР России и Росрыболовства.

10.3.3.3В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды при эксплуатации АСдолжны производиться:

а)в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными бассейнамиподкисление:

-при подкислении добавочной воды серной и соляной кислотами щелочной буфер в нейподдерживать не менее -0,5 мг-экв/кг;

-при вводе кислоты в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0мг-экв/кг;

-при применении серной кислоты следить, чтобы содержание сульфатов вциркуляционной воде не достигло уровня, вызывающего повреждение бетонныхконструкций или осаждение сульфатов кальция.

Приприменении оксиэтилендифосфоновой кислоты содержание ее в циркуляционной воде,в зависимости от химического состава, поддерживать в пределах от 0,25 до 4,0мг/кг; в продувочной воде содержание этой кислоты ограничить по ПДК до 0,9мг/кг;

б)в системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями осуществлятьводообмен в период лучшего качества воды в источнике подпитки. Принакипеобразующей способности охлаждающей воды, а также при наличии в ней ила,песка и гидробионитов, которые могут осаждаться в трубах теплообменногооборудования, с вводом первого энергоблока АС обязателен ввод в эксплуатациюсистемы шариковой очистки с эластичными губчатыми резиновыми шариками дляконденсаторов турбин.

Дляпериодической промывки конденсаторов турбин и других теплообменников должныбыть предусмотрены установки кислотной промывки и очистки промывочныхрастворов.

10.3.3.4При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток,конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер инапорных водоводов) моллюском дрейсены или другими биоорганизмами должныприменяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой.Допускается применение и других, в том числе химических, методов борьбы собрастанием по согласованию с органами МПР России и Росрыболовства.

Дляборьбы с моллюском дрейсены необходимо поддерживать скорость воды втрубопроводах более 1,5 м/с и не допускать образования застойных зон в системахтехнического водоснабжения.

Борьбас отмершими моллюсками дрейсены осуществляется установкой фильтр-ловушек натрубопроводах и удалением моллюска из подводящего тракта к блочной насоснойстанции.

10.3.3.5Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой,чтобы высота сифона в них не уменьшилась более, чем на 0,3 м против проектногозначения.

10.3.3.6При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

-оптимальный режим из условий достижения экономически наивыгоднейшего(экономического) вакуума в конденсаторах турбин;

-эффективность охлаждения согласно нормативным характеристикам.

10.3.3.7Оптимальные режимы работы гидроохладителей водозаборных и сбросных сооруженийдолжны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными дляконкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок АС.

Приувеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя болеечем на 1 °С по сравнению с требуемой по нормативной характеристике должны бытьприняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

10.3.3.8Системы технического водоснабжения ответственных потребителей (обеспечивающиесистемы безопасности) и важные для безопасности гидротехнические сооружения,должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями, разработанными наосновании проекта, технологического регламента по эксплуатации энергоблока АС.

10.4 Тепломеханическое оборудование АС и тепловыхсетей

10.4.1 Топливно-транспортное хозяйство

10.4.1.1При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны обеспечиваться:

-бесперебойная работа железнодорожного транспорта АС и механизированнаяразгрузка железнодорожных вагонов, цистерн и судов в установленные сроки и всоответствии с Федеральным законом «О железнодорожном транспорте в РоссийскойФедерации» [22],[23]«Устав железнодорожного транспорта Российской Федерации», [24]«Правила технической эксплуатации железных дорог Российской Федерации» и [25]«Кодекс внутреннего водного транспорта Российской Федерации»;

-приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

-механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива;

-своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива.

10.4.1.2Качество поставляемого АС топлива должно соответствовать стандарту итехническим условиям на поставку.

Вдоговорах на поставку жидкого топлива должны быть указаны марка топлива ипредельное содержание серы; также должна быть предусмотрена равномерная (пографику) отгрузка топлива.

10.4.1.3На АС должны периодически проводиться анализы качества поступающего жидкоготоплива, кроме того, контрольные анализы топлива должны проводиться во всехслучаях, вызывающие сомнения в соответствии качества топлива стандартам иусловиям поставки.

Пробыпоступающего топлива должны отбираться согласно действующим стандартам иправилам. В случае обнаружения расхождений с данными поставщика ему должны бытьпредъявлены в установленном порядке претензии.

10.4.1.4На АС должен быть обеспечен учет всего количества прибывающего топлива.

Весвсего жидкого топлива должен определяться путем взвешивания или по обмеру в цистернах(при поступлении по железной дороге и автотранспортом), обмеру в судах икалибровочным таблицам (при поступлении водным путем).

10.4.1.5Весы, используемые для учета топлива, должны проверяться и регулироваться пографику, утвержденному директором АС. Кроме того, весы должны предъявлятьсягосударственным поверителям в сроки, установленные Ростехрегулированием.

10.4.1.6Прибывший состав с топливом должен быть осмотрен. При обнаружении поврежденныхвагонов или цистерн, а также при наличии видимых потерь топлива в путисоставляется акт железной дорогой, и предъявляются претензии железной дороге.

Привыявлении недогруза топлива, превышающего установленные нормы естественнойубыли при транспортировке, а также погрешности устройств для обмера и взвешивания,АС должна предъявлять транспортирующей организации или поставщикам топливапретензии.

10.4.1.7Движение поездов, а также подача и уборка вагонов должны быть организованы всоответствии с [26]«Правила перевозки грузов на железнодорожном транспорте» и осуществляться поединому технологическому процессу работы подъездных путей электростанций истанций примыкания, составленному применительно к данной АС, с учетом принятогов проекте порядка выгрузки вагонов и цистерн и в соответствии с [26]«Правила перевозки грузов на железнодорожном транспорте».

Договорыперевозки и транспортной экспедиции заключаются в соответствии с Гражданскимкодексом Российской Федерации, транспортными уставами и кодексами и издаваемымив соответствии с ними правилами или иными правовыми актами.

10.4.1.8Сооружения и устройства пристанционных железнодорожных путей, сигнализация исвязь, а также подвижной состав, находящийся в ведении электростанции, должнысодержаться и ремонтироваться в соответствии с требованиями Федеральногоагентства железнодорожного транспорта.

10.4.1.9Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного управления,технологические защиты и блокировки разгрузочных и размораживающих устройств,агрегатов и устройств топливоподачи должны содержаться в исправности ипериодически проверяться.

10.4.2 Прием, хранение и подготовка к сжиганиюжидкого топлива

10.4.2.1На напорные трубопроводы жидкого топлива должны быть составлены паспортаустановленной формы.

10.4.2.2Сливные лотки должны содержаться в исправности и чистоте. Мазут из сливныхлотков после окончания слива должен быть спущен полностью и лотки закрытыкрышками.

Лотки,гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями,должны периодически очищаться.

10.4.2.3При сливе мазута в паропроводах сливного пункта должны поддерживаться давлениепара от 0,82 до 1,3 МПа (от 8 до 13 кгс/см²) и температура от 190 °Cдо 250 °C.

10.4.2.4Сопла разогревающих устройств эстакад для слива мазута не должны допускатьобщий расход пара на цистерну более 900 кг/ч.

10.4.2.5В приемных емкостях мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающейнормальную работу перекачивающих насосов.

Вприемных емкостях и резервуарах мазутосклада нагрев мазута до температуры свыше90 °С не разрешается.

10.4.2.6Металлические резервуары, находящиеся в районах со среднегодовой температуройвоздуха +9 °С и ниже, должны быть теплоизолированы. Изоляция должнаподдерживаться в исправности.

10.4.2.7Резервуары мазута должны очищаться от донных отложений по мере необходимости.

Внутреннийосмотр с устранением замеченных недостатков должен проводиться не реже чем одинраз в 5 лет.

10.4.2.8Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке резервуаров, лотков, приемныхемкостей, фильтров, мазутоподогревателей и других устройств, должны сжигаться вспециально отведенных местах. Запрещается ранение этих остатков на территорииэлектростанций. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкоготоплива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые утверждаютсяглавным инженером АС.

Расходтоплива должен учитываться по измерению его количества в резервуарах либорасходомерами.

10.4.2.9Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна обеспечивать бесперебойную подачуподогретого и профильтрованного топлива в количестве, требуемом нагрузкойкотлов, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

10.4.2.10В напорных трубопроводах котельных, оборудованных механическими форсунками,должно поддерживаться номинальное давление жидкого топлива с колебаниями неболее +0,1 МПа (+ 1 кгс/см²).

10.4.2.11Вязкость мазута в котельной не должна превышать, °ВУ:

-для электростанций, применяющих механические и паромеханические форсунки - 2,5;

-при применении паровых и ротационных форсунок - 6.

10.4.2.12Фильтры должны очищаться при повышении их сопротивления на 50 % по сравнению сначальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.

Запрещаетсяотжиг фильтрующей сетки при очистке.

Мазутоподогревателидолжны очищаться при снижении их тепловой мощности на 30% номинальной.

10.4.2.13Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны содержаться в состоянииготовности к немедленному включению в работу.

Проверкавключения резервного насоса от действия устройств автоматического ввода резервадолжна проводиться по утвержденному графику, но не реже одного раза в месяц.

10.4.2.14Напорные и циркуляционные трубопроводы жидкого топлива котельной установкидолжны постоянно находиться в работе. При выводе трубопровода в ремонт ондолжен быть надежно отключен от действующих, тщательно дренирован и пропарен.

10.4.2.15Перед включением резервуаров с мазутом в работу после длительного хранениятоплива должна быть отобрана из придонного слоя (до 0.5 м) проба мазута дляанализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание мазута большойобводненности в котельную.

10.4.2.16Текущий и капитальный ремонт насосов жидкого топлива должны проводиться поутвержденному графику и в сроки, соответствующие требованиямзавода-изготовителя.

10.4.2.17По утвержденному графику, но не реже чем 1 раз в неделю, должно проверятьсядействие сигнализации предельного повышения и понижения температуры и давлениятоплива, подаваемого к агрегатам, и правильность показаний выведенных на щитуправления дистанционных уровнемеров топлива в резервуарах.

Поутвержденному графику должны проводиться:

-наружный осмотр мазутопроводов и арматуры - не реже одного раза в год ивыборочная ревизия арматуры - не реже одного раза в четыре года.

10.4.2.18Прием, хранение и подготовка к сжиганию заменителей мазута должныосуществляться в соответствии с директивными указаниями и местнымиинструкциями.

10.4.3 Котельные установки

10.4.3.1При эксплуатации котельных установок должны обеспечиваться:

-надежность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

-возможность достижения номинальной производительности, параметров пара и воды;

-экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводскойдокументации.

10.4.3.2Вновь вводимые в эксплуатацию котлы и водогрейные котлы перед вводом вэксплуатацию должны подвергаться щелочению.

Непосредственнопосле щелочения должны быть приняты меры по защите очищенных поверхностей отстояночной коррозии.

10.4.3.3Перед пуском котла из ремонта или длительного резерва (более 3 суток) должныбыть проверены исправность и готовность к включению вспомогательногооборудования, КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами,авторегуляторов, защит и блокировок, средств оперативной связи. Выявленные приэтом неисправности должны быть устранены. При неисправности защит, действующихна останов котла, пуск его запрещается.

10.4.3.4Котел должен пускаться под руководством начальника смены или старшегомашиниста, а после выхода из капитального или среднего ремонта - подруководством начальника цеха или его заместителя.

10.4.3.5Перед растопкой котел должен заполняться только деаэрированной питательнойводой. Заполнение неостывшего барабанного котла для проведения растопкиразрешается при температуре, указанной в технической документациизавода-изготовителя.

Еслитемпература в какой - либо точке барабана превышает 140 °C, запрещаетсязаполнение его водой для гидроопрессовки.

10.4.3.6Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включаярециркуляционные, должны вентилироваться дымососом и дутьевым вентилятором неменее 10 мин с расходом воздуха не менее 25 % номинального.

10.4.3.7Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с предварительновключенной системой подогрева воздуха (калориферы, рециркуляция горячеговоздуха и др.). Подогрев воздуха перед воздухоподогревателем в начальный периоддолжен быть, как правило, не ниже 90 °C.

10.4.3.8С момента начала растопки котла должен осуществляться контроль за уровнем водыв барабане.

Продувкаверхних водоуказательных приборов должна выполняться:

-для котлов давлением 3,9 МПа (40 кгс/см²) - при избыточном давлениив котле около 0,1 МПа (1 кгс/см²) и вторично перед включением вобщий паропровод;

-для котлов давлением более 3,9 МПа (40 кгс/см²) - при избыточномдавлении в котле 0,3 МПа (3 кгс/см²) и вторично при давлении от 1,5до 3 МПа (от 15 до 30 кгс/см²).

Сниженияуровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессерастопки (с учетом поправок).

10.4.3.9Растопка котла из различных тепловых состояний должна выполняться всоответствии с графиками пуска, составленными на основе результатов испытанийпусковых режимов, инструкции завода-изготовителя.

10.4.3.10В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднегоремонта, но не реже чем один раз в год, должно проверяться по реперам тепловоеперемещение барабанов и коллекторов.

Прирастопках и остановах котлов должен осуществляться контроль за температурнымрежимом барабана. Скорость прогрева и перепад температур между верхней и нижнейобразующими барабана не должна превышать допустимых значений.

10.4.3.11Если до пуска котла на нем проводились работы с разборкой фланцевых соединенийи лючков, то при избыточном давлении от 0,3 до 0,5 МПа (от 3 до 5 кгс/см²)должны быть подтянуты болтовые соединения.

Подтяжкаболтовых соединений при большем давлении запрещается.

10.4.3.12Режим работы котла должен осуществляться в строгом соответствии с режимнойкартой, составленной на основе испытаний оборудования и инструкции поэксплуатации. Режимная карта должна корректироваться в случае реконструкциикотла или изменения марки топлива.

10.4.3.13При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане не долженпревышать, а нижний не должен быть ниже уровней, устанавливаемых на основеданных завода-изготовителя и испытаний.

10.4.3.14На котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серыболее 0,5 % должна осуществляться, как правило, организация его сжигания прималых (от 1,02 до 1,03) коэффициентах избытков воздуха на выходе из топки приобязательном выполнении установленного комплекса мероприятий по переводу котловна этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкцийгорелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котладополнительными приборами контроля и автоматикой процесса горения).

10.4.3.15Механические и паромеханические мазутные форсунки перед установкой на местодолжны испытываться на водяном стенде с целью проверки производительности,качества распыливания и угла раскрытия факела. Применение нетарифицированныхфорсунок запрещается. Каждый котлоагрегат должен быть обеспечен запаснымкомплектом форсунок.

Разницав номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте не должнапревышать 1,5%.

10.4.3.16При эксплуатации котлов температура воздуха (°С), поступающего ввоздухоподогреватель, должна поддерживаться не ниже:

-мазут с содержанием серы более 0,5 % - 110

мазутс содержанием серы менее 0,5 % - 90

Вслучаях сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха навыходе из топки (менее 1,02) или применения эффективных антикоррозионныхсредств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха передвоздухонагревателями может быть снижена против указанных значений и установленана основании опыта эксплуатации.

Воздухперед водогрейным котлом должен подогреваться до положительных температур.

10.4.3.17Запрещается работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, безорганизованного подвода к ним воздуха.

Схемаподвода пара для продувки механических форсунок и мазутопровода в пределахкотла должна исключать возможность попадания мазута в паропровод.

10.4.3.18Обмуровка котлоагрегатов должна поддерживаться в исправном состоянии. Притемпературе окружающего воздуха 25 °С температура на поверхности обмуровки недолжна превышать 45 °С. Потери тепла с поверхности обмуровки котлов не должнапревышать 300 ккал/(м²·ч).

10.4.3.19Присосы воздуха должны контролироваться путем осмотра установки и контрольнымгазовым анализом, проводимым не реже чем один раз в месяц, а также до и послетекущего, среднего и капитального ремонтов.

Присосыв топку должны определяться не реже одного раза в год. Неплотности топки игазоходов котла должны устраняться на работающем котле (где это возможно поусловиям техники безопасности) и при его остановах.

10.4.3.20Эксплуатационные испытания котла должны проводиться при вводе его вэксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другойвид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров отзаданных.

Котлыдолжны иметь необходимые приспособления для проведения эксплуатационныхиспытаний.

10.4.3.21При выводе котла в резерв или ремонт должны приниматься меры по консервацииповерхностей нагрева котлов и калориферов в соответствии с действующимируководящими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

10.4.3.22Запрещается подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целяхускорения охлаждения барабана.

10.4.3.23.Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается послеснижения давления в нем до атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений- при температуре воды не выше 80 °С через водогрейный котел. В газоходахдолжна поддерживаться температура выше 0 °С.

10.4.3.24Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен вестись до полногоснижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей.

Контрольза температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов вводогрейном котле может быть прекращен не ранее, чем через 24 ч после останова.

10.4.3.25Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действием защит илиперсоналом в случаях:

-недопустимого повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода изстроя всех водоуказательных приборов;

-быстрого снижения уровня воды в барабане несмотря на усиленное питание котла;

-выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного и водогрейногокотла (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировкипитания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного котла более,чем на 30 с;

-прекращения действия всех питательных устройств (насосов);

-недопустимого повышения давления в пароводяном тракте;

-прекращения действия более 50 % предохранительных клапанов или другихзаменяющих их предохранительных устройств;

-недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла довстроенных задвижек, недопустимого снижения давления в тракте водогрейногокотла более, чем на 10 с;

-разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, выпучин, пропусков всварных швах в основных элементах котла (барабане, коллекторе, внешнемсепараторе, паро-, водоперепускных и водоопускных трубах, в паропроводах,питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

-погасания факела в топке;

-недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном (приработе котла на одном из этих видов топлива);

-взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах изолоуловителе, разогрева докрасна несущих балок каркаса при обвале обмуровки, атакже других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

-снижению расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимогозначения более, чем на 10 с;

-падения давления воды перед водогрейным котлом ниже допустимого;

-повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой поусловиям вскипания (ниже на 10 °С температуры насыщения,

соответствующейрабочему давлению в выходном коллекторе);

-пожара, угрожающего персоналу или оборудованию, а также цепям дистанционногоуправления отключающей арматуры, входящей в систему защиты котла;

-исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматическогоуправления и на всех контрольно-измерительных приборах;

-разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.

10.4.3.26Котел должен быть остановлен в случаях:

-обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро-, водоперепускных иводоопускных трубах котлов, коллекторах, в питательных трубопроводах, а такжетечей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

-недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если снизитьтемпературу изменением режима работы котла не удается;

-выхода из строя всех дистанционных указателей воды в барабане котла;

-резкого ухудшения качества питательной воды против установленных норм;

-неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматическогоуправления, а также контрольно-измерительных приборов.

Времяостанова котла в этих случаях определяется главным инженером АС.

10.4.4 Паротурбинные установки

10.4.4.1При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:

-надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

-готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок;

-нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

10.4.4.2Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять следующимтребованиям:

-устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечиватьвозможность их плавного изменения;

-устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу иплавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управлениятурбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

-удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатыванияавтомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (втом числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальномурасходу пара при номинальных его параметрах.

10.4.4.3Значения основных параметров, характеризующих качество работы системрегулирования паровых турбин, должно быть выдержаны в эксплуатации на уровне,указанном в действующем стандарте «Установки паротурбинные стационарные дляатомных электростанций. Общие технические условия».

10.4.4.4Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбин от повышениячастоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкцийзаводов-изготовителей турбин и руководящих документов, введенных в действиеэксплуатирующей организацией в установленном порядке.

10.4.4.5Автомат безопасности должен срабатывать при превышении частоты вращения роторатурбины на величину от 10 % до 12 % сверх номинальной или до значения,указанного заводом-изготовителем.

Присрабатывании автомата безопасности должны закрываться стопорные, регулирующие,отсечные, клапаны в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

10.4.4.6Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все элементы),если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытанаувеличением частоты вращения с обязательной проверкой действия всей цепи вследующих случаях:

-после монтажа турбины;

-перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключениемгенератора от сети;

-после длительного (более 30 суток) простоя;

-после разборки автомата безопасности.

Крометого, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, а такжеотдельных ее узлов и периодически не реже одного раза в 4 месяца. В этихслучаях допускается испытание без увеличения частоты вращения.

Испытаниязащиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться подруководством начальника цеха или его заместителя.

10.4.4.7Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должныбыть плотными.

Критериемплотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается послеполного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичномдавлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращенияопределяется инструкцией завода-изготовителя или действующим РД «Методическиеуказания по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защитпаровых турбин», а для турбин, критерии проверки которых не оговореныинструкциями завода-изготовителя или методическими указаниями, не должно быть выше50 % номинальной при номинальных параметрах свежего пара перед проверяемымиклапанами и номинальном противодавлении (вакууме).

Приодновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальныхпараметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них недолжен вызывать вращения ротора турбины.

Проверкаплотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытаниемавтомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины вкапитальный ремонт, при пуске после него, но не реже одного раза в 1,5 года.При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотностиклапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочереднаяпроверка их плотности. Проверка плотности клапанов производится раздельно длястопорных и регулирующих клапанов свежего пара.

10.4.4.8Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные(отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны напаропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: наполный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местнойинструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - во времяработы турбины в соответствии с указаниями завода-изготовителя (ежесуточно приотсутствии таких указаний).

Прирасхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность иххода и посадка.

10.4.4.9Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждымпуском и при останове турбины и периодически в соответствии с требованиями иметодиками завода-изготовителя. При неисправности обратного клапана запрещаетсяработа турбины с соответствующим отбором пара.

10.4.4.10Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а такжеснятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ееработе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям 8.3.3настоящего стандарта и данным завода-изготовителя должны выполняться:

-после монтажа турбины;

-непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узловсистемы регулирования или парораспределения.

Крометого, после монтажа турбины или капитального ее ремонта, а также ремонтаосновных узлов систем регулирования и парораспределения должны быть снятыхарактеристики регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимые дляпостроения статической характеристики.

10.4.4.11Испытание системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки,соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

-при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

-после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата илистатическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытаниясистемы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическимипреобразователями, могут быть произведены путем парового сброса нагрузки(мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератораот сети.

Наголовных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихсяреконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата илихарактеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытаниядолжны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератораот сети.

10.4.4.12При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты отнормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанногозаводом-изготовителем или в инструкции или ухудшения их плотности должны бытьопределены причины этих отклонений.

10.4.4.13Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается каквременное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановкис разрешения главного инженера АС. При этом нагрузка турбины должна быть нижеуставки ограничителя не менее чем на 5 %.

Ограничительмощности турбин энергоблоков с реакторами типа РБМК вводится в работу всоответствии с технологическими регламентами эксплуатации АС с реакторами РБМК.

10.4.4.14При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

-надежность работы агрегатов на всех режимах;

-пожаробезопасность;

-поддержание нормального качества масла и температурного режима;

-предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему иокружающую среду.

10.4.4.15 Резервные и аварийныемасляные насосы систем смазки, регулирования, уплотнения и устройства ихавтоматического включения должны проверяться в работе два раза в месяц приработе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Длятурбин, у которых рабочий, резервный и аварийный маслонасосы систем смазки,регулирования, уплотнения, гидроподъема роторов имеют индивидуальныеэлектроприводы, проверка автоматического включения резерва перед остановом непроводится.

10.4.4.16У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла натурбоагрегате, электрическая схема системы защиты «Пожар - масло» должна бытьпроверена перед пуском из холодного состояния.

10.4.4.17Запорная арматура, установленная на линиях системы смазки, регулирования иуплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к остановуили повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.

10.4.4.18При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная инадежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с поддержаниемоптимального вакуума, соблюдением нормативных температурных напоров вконденсаторе и норм качества конденсата.

10.4.4.19При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:

-профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений трубок конденсаторасо стороны охлаждающей воды (обработка охлаждающей воды химическими реагентамии физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);

-периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара посравнению с нормальными значениями на 0,5 кПа (0,005 кгс/см²) из-зазагрязнений поверхностей охлаждения;

-контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

-контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода илипо тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды всоответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

-проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) вдиапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100% должны быть не вышезначений, определяемых по формуле

Gb= 1,5 · (8 + 0,065 N),                        (1)

гдеN - номинальная электрическая мощность турбоустановки АС наконденсационном режиме, МВт;

-проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контролясолесодержания конденсата;

-проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

-контроль за радиоактивностью конденсата и парогазовой смеси на выхлопе изпароструйных эжекторов (для паротурбинных установок АС).

Методыконтроля за работой конденсационной установки и его периодичность определяютсяместной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

10.4.4.20При эксплуатации оборудования системы регенерации в соответствии с техническимиусловиями проекта должны быть обеспечены:

-нормативные температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателеми конечный ее подогрев;

-надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Нагревпитательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсатагреющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до ипосле капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей ипериодически по графику, утвержденному главным инженером АС.

10.4.4.21Запрещается эксплуатация ПВД при отсутствии или неисправности элементов ихзащиты и неисправности клапанов регуляторов уровня.

Приналичии группового аварийного обвода ПВД при отсутствии или неисправностиэлементов защит или неисправности клапана регуляторов уровня хотя бы на одномиз ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД запрещается эксплуатация всейгруппы, если иное не оговорено конструкторско-заводской документацией.

Запрещаетсяподача питательной воды в ПВД без включения защиты.

Приобнаружении неисправности защиты подогревателя или клапана регулятора уровняПВД или группа ПВД должны быть немедленно отключены.

Принеисправном состоянии каких-либо других, кроме клапана, элементов системыавтоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранениядефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен бытьвыведен из работы в срок, определяемый главным инженером электростанции.

10.4.4.22Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся вавтоматическом резерве, за исключением перечисленных в 10.4.4.15,должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску - с открытымизадвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверкаих включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должныпроводиться по графику, но не реже одного раза в месяц.

10.4.4.23Перед пуском турбины из ремонта или простоя более 3 суток должна быть проверенаисправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования,блокировок, средств технологических защит, дистанционного автоматическогоуправления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативнойсвязи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Средствазащиты и блокировки при пусках агрегата из других состояний должны проверятьсяв соответствии с инструкциями.

Пусктурбины осуществляется оперативным персоналом АС в соответствии с инструкциямипо эксплуатации и должностными инструкциями, а после ее капитального илисреднего ремонта - в присутствии начальника цеха или его заместителя поэксплуатации.

10.4.4.24Пуск турбины запрещается в случаях:

-отклонений показателей теплового и механического состояний турбины отдопустимых значений;

-неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

-дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести кразгону турбины;

-неисправности хотя бы одного из масляных насосов смазки, регулирования,уплотнений генератора и устройств их автоматического включения (АВР);

-отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижениятемпературы масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

10.4.4.25Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины,сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбинызапрещается. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротногоустройства, определяются инструкцией.

Сбросв конденсатор рабочей среды из паропроводов и подача пара в турбину для еепуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных винструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 60кПа (0,6 кгс/см²).

10.4.4.26При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения виброскоростиподшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

Припревышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ееснижению в срок не более 30 суток.

Привибрации свыше 7,1 мм/с запрещается эксплуатировать турбоагрегаты более 7суток. При наличии системы защиты по предельному уровню вибрации уставкасрабатывания должна быть настроена на отключение турбоагрегата при вибрации11,2 мм/с.

Турбинадолжна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходитодновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежныхопор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любогоначального уровня.

Турбинадолжна быть разгружена и остановлена, если в течение от 1 до 3 суток произойдетплавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2мм/с.

Эксплуатациятурбоагрегата при низкочастотной вибрации больше 1,8 мм/с недопустима. Припоявлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты мерык ее устранению в срок, определенный главным инженером, но не более семи суток.

Вибрациядолжны измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппаратурынепрерывного контроля, обеспечивающей измерение вибраций всех опорных иопорно-упорных подшипников турбоагрегатов в трех взаимно перпендикулярныхнаправлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом поотношению к оси вала турбоагрегата.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешаетсяконтроль вибрации по размаху виброперемещения. Сопоставление измеренныхразмахов колебаний с нормативными среднеквадратическими значениямивиброскоростей осуществляется исходя из следующих соотношений:

Для турбоагрегатовмощностью менее 200 МВт допускается использование переносных виброизмерительныхприборов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией взависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже одного раза вмесяц.

10.4.4.27Для контроля за состоянием проточной части турбины, работающей на остромперегретом паре, и заносом ее солями не реже одного раза в месяц должныпроверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких кноминальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышениедавления в контрольных ступенях против номинального при данном расходе парадолжно быть не более 10 %. При этом давление не должно превышать предельныхзначений, установленных заводом-изготовителем.

Придостижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевогозаноса должна быть проведена промывка или очистка проточной части турбины.Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характераотложений и местных условий.

10.4.4.28В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянноконтролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующихработу оборудования.

Длявыявления причин снижения экономичности работы турбоустановки, оценкиэффективности ремонтов должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытанияоборудования.

Головныеобразцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или модернизация свозможным изменением экономичности, должны подвергаться балансовым испытаниям.

Приотклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должныбыть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

10.4.4.29Турбина должна быть отключена персоналом путем воздействия на выключатель(кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работесоответствующих защит в случаях:

а)повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автоматабезопасности;

б)недопустимого осевого сдвига ротора;

в)недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

г)недопустимого снижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

д)недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;

е)недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника,подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипникатурбоагрегата;

ж)воспламенения масла на турбоагрегате, турбогенераторе или водорода натурбогенераторе;

з)недопустимого понижения перепада давления "масло-водород" в системеуплотнений вала генератора;

и)недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы уплотнений валагенератора;

к)отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (длябезинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

л)отключения генератора из-за внутреннего повреждения;

м)недопустимого повышения давления в конденсаторе;

н)внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

п)появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

р)появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины илигенератора;

с)недопустимого снижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

т)появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева илив турбине;

у)возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора иливозбудителя;

ф)обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участкахмаслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

х)прекращения протока охлаждающей воды через статор генератора;

ц)недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

ч)исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматическогоуправления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимостьсрыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкциейв соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Вместной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклоненияхзначений контролируемых величин по агрегату.

10.4.4.30Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главныминженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в следующихслучаях:

-заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промежуточногоперегрева;

-заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотныхдиафрагм или обратных клапанов отборов;

-неисправностей в системе регулирования;

-нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникацийустановки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

-выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

-обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающихопасность возникновения пожара;

-обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводовпароводяного тракта;

-обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников,токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпусагенератора;

-увеличения вибрации опор выше 7,1 мм/с.

Винструкции должны быть даны четкие указания о неисправностях, нарушенияхнормальной эксплуатации вспомогательного оборудования, схем и коммуникацийустановки, значений концентраций водорода в картерах подшипников, токопроводах,маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

10.4.4.31Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора приостанове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывомвакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устраненыпричины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всехостановах турбины.

10.4.4.32При выводе турбины в резерв на срок 10 суток и более должны быть приняты меры кее консервации.

Методконсервации, способы контроля ее качества принимаются в соответствии сдействующими руководящими указаниями и рекомендациями или указаниямизавода-изготовителя по консервации теплоэнергетического оборудования.

10.4.4.33Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническимиусловиями на поставку, допускается только с разрешения завода-изготовителя.

10.4.4.34При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования наэлектростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизацииуправления и высокие показатели ремонтопригодности.

10.4.5 Водоподготовка и водно-химический режим

10.4.5.1Требования к водно-химическому режиму АС:

-водно-химический режим АС следует устанавливать, организовывать и поддерживатьтаким образом, чтобы обеспечивалась целостность защитных барьеров (оболочектепловыделяющих элементов, границы контура теплоносителя, герметичныхограждений локализующих систем безопасности);

-в течение срока эксплуатации АС должна быть обеспечена коррозионная стойкостьконструкционных материалов оборудования и трубопроводов. Коррозионное икоррозионно-эрозионное воздействие теплоносителя и других рабочих сред наконструкционные материалы оборудования и трубопроводов систем АС не должноприводить к нарушению пределов и условий безопасной эксплуатации АС;

-водно-химический режим АС должен обеспечивать минимальное количество отложенийна теплопередающих поверхностях оборудования и трубопроводов;

-с целью обеспечения радиационной безопасности работников (персонала) АСводно-химический режим АС должен быть направлен на снижение радиационных полей,возникающих в результате ионизирующего излучения активированных продуктовкоррозии, образующих отложения на поверхностях оборудования и трубопроводовсистем АС, с учетом массопереноса активированных продуктов коррозии воборудовании и трубопроводах.

10.4.5.2Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования АСдолжен осуществлять персонал химического цеха.

Внутренниеосмотры теплоэнергетического оборудования, отбор проб отложений, вырезкиобразцов для анализа, составление актов осмотра, а также расследование аварий инеполадок, связанных с водно-химическим режимом, должны выполняться с участиемперсонала химического цеха.

10.4.5.3Готовность установок очистки добавочной воды, обработки загрязненных и сточныхвод со всем вспомогательным оборудованием (включая склады реагентов), очисткиконденсата турбин, загрязненных конденсатов, продувочной воды, радиоактивныхвод, коррекционной обработки воды, общестанционных баков обессоленной воды иконденсата к соответствующим этапам (подэтапам) ввода энергоблока в эксплуатациюопределяются Программой ввода энергоблока АС в эксплуатацию.

10.4.5.4Основные технологические процессы обработки природной воды, конденсатов,загрязненных и сточных вод, а также коррекции водного режима должны бытьавтоматизированы.

10.4.5.5Оборудование, трубопроводы и арматура всех водоподготовительных установок,установок для очистки конденсатов и производственных сточных вод, поверхностькоторых соприкасается с коррозионно-агрессивной средой, а также соприкасающиесяс коррозионно-агрессивной средой строительные конструкции должны быть выполненыиз коррозионно-стойких материалов или их поверхность должна быть защищенакоррозионно-стойкими покрытиями.

Впроцессе эксплуатации защитные покрытия должны осматриваться и принеобходимости восстанавливаться.

Оборудованиеи трубопроводы установок, предназначенных для обработки радиоактивных вод,должны изготовляться из материалов, устойчивых к воздействиюкоррозионно-агрессивной сред, радиоактивных загрязнений и допускающихпроведение дезактивации. Арматура, импульсные линии и датчикиконтрольно-измерительной аппаратуры, применяемые на таких установках, должныбыть выполнены из нержавеющей стали.

10.4.5.6Испарительные установки, предназначенные для переработки сильноминерализованныхвод и вод, загрязненных радиоактивными веществами и различными моющимисредствами (трапные и обмывочные воды, воды санпропускников и спецпрачечных,регенерационные воды из соответствующих ионообменных установок и т.п.), должныиметь устройства, позволяющие проводить водно-химические очистки с цельюудаления образовавшихся отложений и при необходимости дезактивацию.

10.4.5.7Для работы с едкими щелочами, аммиаком, гидразином, хлором, хлорной известью,концентрированными кислотами и другими агрессивными реагентами должноприменяться оборудование, обеспечивающее удобную и безопасную выгрузку,хранение, транспортировку и использование в технологических процессах этихреагентов и их растворов. Работы с этими реагентами и их растворами должнывыполняться при строгом соблюдении правил техники безопасности.

10.4.5.8Сточные воды АС, содержащие щелочи, кислоты, аммиак, гидразин, нефтепродукты,радиоактивные и другие вредные вещества, перед сбросом в водные объекты должныобрабатываться, если содержание в них вредных веществ выше ПДК на сбросе.

Сточныеводы должны сбрасываться в соответствии с действующими документами [4]«Правила охраны поверхностных вод», «Правила радиационной безопасности при эксплуатацииатомных станций», «Санитарныеправила проектирования и эксплуатации атомных станций» и «Нормы радиационной безопасности».

Вслучае если сточные воды не могут быть направлены непосредственно на обработкуили если они появляются в количествах, превышающих производительностьперерабатывающих установок, эти воды должны собираться в специальныхрезервуарах-хранилищах и затем направляться на обработку.

10.4.5.9При ремонте или осмотре дренажных устройств и защитных покрытий фильтровустановок, предназначенных для очистки различных вод от радиоактивных веществ,фильтрующий материал должен перегружаться гидравлическим способом либо вхранилище радиоактивных отходов, либо в специальные емкости; внутренняяповерхность фильтров при необходимости должна подвергаться дезактивации.

10.4.5.10Качество теплоносителей реакторных установок, парогенераторов, конденсатно-питательныхтрактов, охлаждения контура СУЗ реактора, насыщенного пара, вод заполнения иподпиточной воды, вод емкостей систем безопасности и системы охлаждениябиологической защиты, промконтуров, бассейнов выдержки и перегрузки ТВС идействия персонала при отклонениях регламентируются требованиямитехнологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС и нормативнойдокументации, действующей в атомной энергетике.

10.4.5.11Качество воды вспомогательных систем и газа газовых систем на АС регламентируютсянормами, утверждаемыми в установленном порядке.

10.4.5.12Для поддержания водно-химического режима контура реакторного теплоносителядолжна быть обеспечена его байпасная очистка.

10.4.5.13Для поддержания водно-химического режима парогенераторов АС с реакторами типаВВЭР должна производиться непрерывная и периодическая продувка парогенераторов.

Величинапродувок регламентируется требованиями технологических регламентов побезопасной эксплуатации энергоблоков АС с реакторами ВВЭР.

10.4.5.14На атомных станциях, оборудованных реакторами типа ВВЭР, должна производитьсяобработка питательной воды парогенераторов и конденсата турбин аммиаком и/илигидразином и/или другими химическими реагентами, разрешенными для использованияв установленном порядке.

10.4.5.15Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов на АС должнобыть согласовано в установленном порядке и утверждено эксплуатирующейорганизацией.

10.4.6.16Суммарные потери пара и конденсата на АС с реакторами типа ВВЭР и БН не должныпревышать 1 %, а типа РБМК - 0,5 % номинальной паропроизводительностиреакторной установки.

10.4.5.17.Качество воды для подпитки тепловых сетей должно удовлетворять требованиямдействующих нормативных документов.

10.4.6 Химический контроль

10.4.6.1 Химический контрольна АС должен обеспечивать химическими и физико-химическими методами анализаопределение показателей качества технологических сред в объеме и спериодичностью, установленными утвержденным на АС регламентом химическогоконтроля.

10.4.6.2 Регламентхимического контроля воды, растворов, отложений, газов, масел, ионообменныхматериалов и реагентов должен разрабатываться с учетом требований действующихнормативных и эксплуатационных документов.

10.4.6.3 Объем ипериодичность контроля должны обеспечивать получение оперативной информации,объективно отражающей текущее качество технологических сред.

В период выполнениядезактиваций, химических очисток, предпусковых промывок и другихтехнологических операций объем и периодичность химического контроляопределяются программами, оформленными в установленном порядке.

10.4.6.4 Результаты контролядолжны фиксироваться в журналах (в том числе электронных) оперативного идневного (периодического) химического контроля

10.4.6.5 Химическиелаборатории (цеха, подразделения) должны располагать изолированнымипомещениями, специально приспособленными для выполнения анализов. Помещенияхимических лабораторий должны быть оснащены приточно-вытяжной вентиляцией испецканализацией.

10.4.6.6 Химическиелаборатории должны быть обеспечены средствами измерений, вспомогательнымоборудованием, реактивами, расходными материалами и т.д., необходимыми дляпроведения анализов проб технологических сред АС в соответствии с требованиямиметодик выполнения измерений.

10.4.6.7Техническое обеспечение химического контроля должно включать комплекстехнических средств и оборудования, предназначенных для отбора, транспортировкии подготовки проб технологических сред.

10.4.6.8 Для всехподготовленных проб пароводяного тракта должны обеспечиваться следующиепараметры:

- температура, °С,не более 45

- давление, МПа, не более0,16

10.4.6.9 При проведенииавтоматического контроля должен обеспечиваться непрерывный протокподготовленной пробы через датчики средств измерений с расходом, установленнымэксплуатационной документацией на средства измерений.

10.4.6.10 Применяемыесредства измерений должны быть аттестованы; метрологическое обслуживаниесредств измерений должно проводиться с установленной периодичностью. Комплектыэксплуатационной документации приборов должны содержать полную информацию обэксплуатации на всех этапах жизненного цикла приборов.

Применяемые материалы,реактивы и т.д. должны соответствовать требованиям методик выполненияизмерений.

10.4.6.11Метрологическое обеспечение химического контроля должно осуществляться всоответствии с 5.8 настоящего стандарта.

10.4.6.12 Химический контрольдолжен обеспечиваться современными, преимущественно автоматическими, средствамиизмерений.

10.4.6.13 Сбор, обработка,архивирование и отображение результатов химического контроля должныобеспечиваться системным применением современных средств вычислительной техникии программных продуктов.

10.4.6.14 Нормируемыепоказатели качества технологических сред АС должныизмеряться с использованием аттестованных методик выполнения измерений.

10.4.6.15Отбор проб технологических сред и отложений для проведения лабораторногоконтроля (химический анализ конечного объема пробы) должен проводиться всоответствии с требованиями регламентов эксплуатации технологических установоки методик выполнения измерений.

10.4.6.16 Распределениеобязанностей по обеспечению работоспособности технических средств химическогоконтроля устанавливается главным инженером АС.

10.4.7 Трубопроводы и арматура

10.4.7.1Перед включением в работу трубопроводы и арматура должны быть тщательноосмотрены. После ремонта или длительного отключения (свыше 10 суток) должныбыть проверены исправность тепловой изоляции, индикаторов тепловых перемещений,неподвижных опор, скользящих и пружинных креплений, возможность свободногорасширения трубопровода при его прогреве, состояние дренажей и воздушников,предохранительных устройств и приборов теплового контроля.

10.4.7.2Главные циркуляционные трубопроводы первого (радиоактивного) контура головныхблоков АС должны подвергаться тензометрированию при проведении пусконаладочныхработ.

10.4.7.3При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующимиинструкциями должны контролироваться:

-размеры тепловых перемещений трубопроводов, для которых это предусмотренопроектом, и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов;

-наличие защемлений и вибрационное состояние трубопроводов;

-периодический контроль металла и сварных соединений;

-герметичность по отношению к внешней среде предохранительной, регулирующей изапорной арматуры и фланцевых соединений;

-температурный режим работы металла при пусках и остановах;

-степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодном состоянии;

-соответствие показаний указателей положения регулирующей арматуры на щитахуправления ее фактическому положению;

-наличие смазки узлов приводных механизмов, винтовых пар «шпиндель-резьбоваявтулка».

10.4.7.4Схема трубопроводов и их эксплуатация должны исключать возможность повреждениятрубопроводов низкого давления при наличии связи с трубопроводами высокогодавления.

НаАС перед подъемом давления в контуре должны быть надежно отключены трубопроводынизкого давления вспомогательных систем (трубопроводы систем расхолаживания,заполнения и опорожнения, подачи сжатого газа низкого давления и др.).

Проектоми инструкциями по эксплуатации должны быть предусмотрены организационные итехнические мероприятия по исключению ошибочного подключения систем низкогодавления к системам высокого давления.

Отключениеэтих трубопроводов должны контролироваться начальниками смен АС (начальникамисмен энергоблока АС) с записью в оперативном журнале по докладам начальниковсмен цехов.

Надежностьотключения вышеуказанных трубопроводов ежесменно должна контролироватьсяоперативным персоналом цехов с докладом начальникам смен АС (начальникам сменэнергоблока АС).

10.4.7.5Заполнение средой неостывших паропроводов (при пусках и опрессовках), а такженеостывших главных циркуляционных трубопроводов АС должно выполняться сконтролем разности температур стенки трубопровода и среды, которая не должнапревышать расчетных значений.

10.4.7.6Для опорожнения через дренажи паропроводы любых параметров должны бытьсмонтированы с уклоном горизонтальных участков не менее 0,004 по ходу движениясреды. Это значение уклона должно обеспечиваться при температурах металла от 0°С до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды.

Системадренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании иопорожнении трубопроводов.

Приобъединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждой из них должнабыть установлена запорная арматура.

Конденсати тепло постоянных дренажей должны использоваться в тепловой схеме.

10.4.7.7Компоновка трубопроводов и арматуры, подлежащих периодическому контролю впроцессе эксплуатации, должна обеспечивать доступ к ним для обследования иремонта. В местах контроля должны иметься площадки.

10.4.7.8Арматура должна иметь обозначения или маркировку согласно схемам трубопроводов,а также указатели направления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должныиметь указатели степени открытия регулирующего органа, запорная - указателиположения запорного органа (открыто, закрыто). Арматура, постоянно илидлительно находящаяся под разрежением, должна иметь гидравлическое или другоеуплотнение штоков.

10.4.7.9Ремонт трубопроводов и арматуры должен проводиться одновременно ссоответствующими агрегатами. Ремонтные работы, а также установка и снятиезаглушек, определяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполнятьсяпо наряду-допуску в соответствии с требованиями правил техники безопасности ирадиационной безопасности.

Выполнениеорганизационно-технических мероприятий по предотвращению попадания вовнутренние полости оборудования систем АС загрязнений и посторонних предметовпри выполнении работ по ремонту должно производиться в соответствии стребованиями РД «Техническое обслуживание и ремонт систем оборудования атомныхстанций. Правила организации работ со вскрытием оборудования».

10.4.7.10Арматура, ремонтируемая со снятием с места установки (с вырезкой изтрубопровода), должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых,сильфонных и фланцевых уплотнений давлением равным 1,25 рабочего.

Арматура,ремонтируемая без вырезки из трубопровода, должна быть испытана рабочимдавлением среды совместно с трубопроводом; состояние затвора контролируетсявизуально в процессе ремонта по контакту уплотнительных поверхностей.

Призначительных дефектах затвора арматура должна ремонтироваться с вырезкой изтрубопровода и последующим испытанием ее на герметичность давлением 1,25рабочего.

10.4.7.11На фланцевых соединениях паропроводов и арматуре, работающих при давлении пара8,8 кПа (90 кгс/см²) и выше, а также трубопроводов АС диаметромболее 300 мм затяжка крепежных шпилек должна контролироваться с применениемспециальных приспособлений, нагрузка шпилек сверх допустимых значений неразрешается.

10.4.7.12Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна поддерживаться в исправномсостоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха+25 °С не должна превышать 45 °С.

Тепловаяизоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов,подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки дляизмерения ползучести и т.п.), должна быть быстросъемной.

Тепловаяизоляция основных трубопроводов, трубопроводов, расположенных на открытомвоздухе, а также участков поверхностей с температурой среды выше 200 °С,находящихся вблизи масляных баков, маслопроводов и мазутопроводов, а такжевблизи кабельных линий, должна иметь металлическое или другое защитноепокрытие.

Объекты,имеющие температуру среды ниже температуры окружающего воздуха, должны иметьгидрозащиту и тепловую изоляцию.

Материалы,применяемые для тепловой изоляции, не должны оказывать коррозионное воздействиена трубопроводы.

10.4.7.13Изоляция трубопроводов, не имеющая защитного покрытия, должна быть окрашена.

10.4.7.14При обнаружении трещин, свищей в основном металле питательных трубопроводов,паропроводов свежего пара, а также в их арматуре должны быть приняты срочныемеры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов.

Еслипри отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующееоборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено.

10.4.7.15Использование регулирующей арматуры в качестве запорной и запорной в качестверегулирующей не допускается.

10.4.8 Теплофикационные установки

10.4.8.1Режим работы теплофикационной установки (давление в подающем и обратномтрубопроводе) должен поддерживаться в соответствии с заданием диспетчератеплосети.

Температурав подающей линии водяной тепловой сети в соответствии с утвержденным для этойсети температурным графиком должна задаваться по усредненной температуре наружноговоздуха на промежуток времени от 12 до 24 ч., определяемый диспетчеромтеплосети в зависимости от длины сетей, климатических условий и т.п.; способрегулирования температуры может быть иным и производиться по инструкции.

Призаданном диспетчером теплосети расходе сетевой воды отклонения от заданногорежима не должны превышать:

-по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, ± 2 °С;

-по давлению в подающем трубопроводе ± 5 %;

-по давлению в обратном трубопроводе ± 20 кПа (0,2 кгс/см²).

Припревышении заданного расхода сетевой воды диспетчер теплосети должен принятьмеры к восстановлению расхода или скорректировать режим.

Среднесуточнаятемпература обратной воды из тепловой сети не должна превышать заданную болеечем на 2 °С. Снижение температуры обратной воды против графика не лимитируется.

Отклонениядавления и температуры пара, отпускаемого потребителю, не должны превышать ± 5% заданных параметров.

10.4.8.2Для каждого подогревателя и группы подогревателей на основе проектных данных ииспытаний должны быть установлены:

-расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющей инагреваемой среды;

-температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой воды;

-предельно допустимое давление нагреваемой и греющей сред;

-расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери напора.

Крометого, на основе испытаний должны быть установлены предельные потери напора вводогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном оборудованиитеплофикационной установки.

Испытаниядолжны проводиться на вновь смонтированных теплофикационных установках ипериодически один раз в 4 года в процессе эксплуатации.

10.4.8.3Изменение температуры воды на выводах тепловой сети должно осуществлятьсяпостепенно и равномерно со скоростью, не превышающей 30 °С/ч.

10.4.8.4При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:

-контроль за уровнем конденсата и работой устройств автоматического поддержанияуровня и сброса конденсата;

-отвод неконденсирующихся газов из парового пространства в воздухоотсасывающееустройство или конденсатор турбины.

10.4.8.5Подпитка тепловой сети должна осуществляться непрерывно с целью поддержаниязаданного давления на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем режиметепловых сетей и при останове сетевых насосов.

Водадля подпитки должна подаваться в обратный коллектор тепловой сети или в каждуюподключенную к нему магистраль, если проект разработан до ввода новых правил, апри открытой системе также и в подающий коллектор и в каждую подключенную кнему магистраль для работы в летний период.

10.4.8.6Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать их подпитку химическиочищенной деаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпиткунеобработанной водой из систем хозяйственно-питьевого (для открытых системтеплоснабжения) или производственного водопроводов в размерах, установленныхдокументом «Нормы технического проектирования тепловых электростанций».

Каждыйслучай подачи сырой воды должен отмечаться в оперативном журнале с указаниемколичества поданной воды и источника водоснабжения.

Всоединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводамитехнической, циркуляционной или водопроводной воды должен предусматриватьсяконтрольный кран между двумя закрытыми задвижками. При нормальной работетепловых сетей контрольный кран должен быть открыт.

10.4.8.7При наличии баков-аккумуляторов должен быть обеспечен контроль за режимом ихработы.

Рабочийобъем баков-аккумуляторов подпиточной воды и их расположение у источников теплаи в тепловых сетях должны соответствовать СНиП «Внутренний водопровод иканализация зданий».

Внутренниеи внешние поверхности баков-аккумуляторов должны быть защищены от коррозии, аповерхность воды - от аэрации. Наружная поверхность баков-аккумуляторов должнабыть покрыта тепловой изоляцией.

Заполнениебаков разрешается только деаэрированной водой температурой не выше 95 °С.

Скоростьзаполнения баков должна соответствовать пропускной способности вестовой трубы.

Внутреннийи наружный осмотры состояния баков аккумуляторов, компенсирующих устройствтрубопроводов, а также вестовых труб должны проводиться ежегодно.

Должныпроверяться один раз в 3 года толщина металлоконструкций, а также проверятьсяультразвуковым методом, высверливанием или другими способами изнутри баков послеих опорожнения коррозионный износ металла. При обнаружении коррозионного износастен, кровли или днища, превышающего 20 % толщины металла, баки подлежатнемедленному выводу в ремонт.

Послеокончания монтажа или ремонта должны быть проведены испытания баков-аккумуляторовв соответствии с требованиями стандарта «Конструкции стальные строительные». Накаждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор должен быть составлен паспорт.

10.4.8.8Не разрешается работа сетевых, конденсатных и подпиточных насосов при неисправныхобратных клапанах.

Передсетевыми насосами водоподогревательной установки должны быть установленыгрязевики.

Устройствадля автоматического включения резерва должны быть в постоянной готовности кдействию и периодически проверяться.

10.4.8.9Границей теплофикационного оборудования электростанции считаются разделительныезадвижки, установленные на территории электростанции, или стена (ограждение)территории станции, что в каждом конкретном случае решается АС в установленномпорядке. Разделительные задвижки находятся в ведении и обслуживании персоналаАС.

Вслучае установки станционных контрольно-измерительных приборов на участкетепловой сети за разделительными задвижками (ограждением территорииэлектростанции) датчики этих приборов, первые запорные вентили, импульсныелинии и сами приборы должны находиться в ведении электростанции и обслуживатьсяее персоналом.

10.4.8.10Теплофикационное оборудование должно ремонтироваться по мере необходимости всоответствии с графиком, согласованным с предприятием тепловых сетей.

Трубнаясистема теплообменных аппаратов должна, как правило, очищаться не реже чем одинраз в год (перед отопительным сезоном) и при повышении температурного напоравыше установленного значения.

ДопускаетсяАС устанавливать сроки очистки трубных систем исходя из степени ихзагрязненности и имеющегося резерва теплообменных аппаратов.

10.4.8.11На АС передача тепла должна осуществляться через промежуточный контур междурадиоактивным контуром и тепловой сетью.

Наодноконтурных АС должен предусматриваться промежуточный контур между паромотборов турбин и тепловой сетью.

Надвухконтурных АС роль промежуточного контура должен выполнять второй контур сотборами пара турбин.

Втеплофикационных установках АС давление сетевой воды должно быть выше давленияв промежуточном контуре.

10.4.8.12Должен осуществляться непрерывный контроль за радиоактивностью сетевой воды иводы промежуточного контура. При появлении радиоактивности выше установленныхнорм должна быть отключена сетевая вода на входе и выходе из подогревательнойустановки.

10.4.8.13Циркуляция воды в промежуточном контуре АС должна быть прекращена при выходе задопустимые пределы:

-уровня воды и давления в компенсаторе объема;

-давления воды до и после пароводяных подогревателей;

-температуры воды за пароводяными подогревателями;

-радиоактивности воды.

Другиеслучаи останова промежуточного контура должны определяться местной инструкцией.

10.4.8.14При эксплуатации должны осуществляться контроль и регистрация величины давленияотборов греющего пара турбин, воды промконтура и тепловой сети (прямой иобратной воды) и перепада давлений греющих сред теплофикационной установки вустановленных точках.

10.4.8.15Контроль содержания радиоактивных веществ в воде должен включать в себяконтроль объемной активности и состава радионуклидов в греющих средахтеплофикационной установки, в воде тепловой сети.

Контрольобъемной активности воды промконтура должен быть непрерывным с автоматическойрегистрацией показаний и светозвуковой сигнализацией достижения установленныхпороговых значений.

Контрольобъемной активности воды тепловой сети должен быть периодическим иосуществляться в соответствии с 10.4.9.43 настоящегостандарта.

10.4.9 Тепловые сети

10.4.9.1При эксплуатации тепловых сетей должно быть обеспечено бесперебойное снабжениепотребителей теплом, горячей водой или паром установленных параметров приутечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативных.

Приисчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной способностимагистралей тепловой сети присоединение дополнительных потребителейзапрещается.

10.4.9.2Границами обслуживания тепловых сетей должны быть:

-со стороны источника тепла - границы, устанавливаемые в соответствии суказаниями 10.4.9.9 настоящего стандарта;

-со стороны потребителя тепла - стена камеры, в которой установленыпринадлежащие предприятиям задвижки на ответвлении к абоненту.

10.4.9.3Организации, эксплуатирующие тепловые сети (Теплосеть), должны осуществлятьконтроль за техническим состоянием и исправностью трубопроводов и тепловыхпунктов, находящихся на балансе потребителей.

10.4.9.4Теплосетью должны быть организованы контроль за поддержанием в надлежащемсостоянии путей подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий и планировкаповерхностей над подземными сооружениями.

Планировкаповерхности земли на трассе тепловой сети должна исключать попаданиеповерхностных вод на теплопроводы.

Вводтрубопроводов тепловой сети в эксплуатацию без устройств для спуска и отводаводы из каждого секционируемого участка запрещается.

10.4.9.5Теплосетью должна быть обеспечена исправность ограждения конструкций,препятствующих доступу посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующейарматуре.

10.4.9.6Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или производство работ вблизи нихпосторонними организациями допускается только с разрешения Теплосети поднаблюдением специально ею назначенного лица.

10.4.9.7В теплосети должны быть составлены: план тепловой сети (масштабный);оперативная и эксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждоймагистрали.

Ежегодноперед началом отопительного периода должны корректироваться план, схемы ипрофили в соответствии с фактическим состоянием тепловой сети.

10.4.9.8Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка автоматики и устройствтехнологической защиты должны обеспечивать:

-надежное теплоснабжение потребителей и заданный уровень расходов теплоносителяи напоров в контрольных точках;

-оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;

-резервирование работы тепловых сетей;

-возможность осуществления совместной работы нескольких источников тепла наобъединенную тепловую сеть и перехода при необходимости к раздельной работе источников;

-преимущественное использование наиболее экономичных источников.

10.4.9.9Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления), подкачивающим, подпиточными дренажным насосам, узлам автоматического регулирования, неподвижным опорам,компенсаторам и другим сооружениям тепловой сети должны быть присвоеныэксплуатационные номера, которыми они обозначаются на планах, схемах ипьезометрических графиках.

Наэксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации все присоединенные ксети абонентские системы, а на оперативных схемах, кроме того, - секционирующаяи запорная арматура.

Арматура,установленная на подающем трубопроводе (паропроводе), должна быть обозначенанечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе(кондесатопроводе) - следующим за ним большим четным номером.

10.4.9.10Каждый район тепловых сетей должен иметь перечень газоопасных камер и проходныхканалов. Перед началом работ такие камеры должны быть проверены на отсутствиегаза. Газоопасные камеры должны иметь специальные знаки, окраску люков исодержаться под надежным запором.

Всегазоопасные камеры и участки трассы должны быть отмечены на оперативной схеметепловой сети.

Надзорза газоопасными камерами должен осуществляться в соответствии с правиламибезопасности в газовом хозяйстве.

10.4.9.11При технической приемке персоналом Теплосети абонентских тепловых сетей,тепловых пунктов и систем теплопотребления после монтажа или ремонта должнавыполняться опрессовка абонентом всего оборудования на допустимое давление, котороедолжно быть не выше максимально допустимого пробного давления для данных сетей,арматуры или нагревательных приборов.

10.4.9.12Организацией по эксплуатации тепловых сетей должен быть организован постоянныйконтроль за качеством обратной сетевой воды.

10.4.9.13Трубопроводы тепловых сетей до ввода их в эксплуатацию после монтажа иликапитального ремонта должны быть подвергнуты очистке:

-паропроводы - продувке со сбросом пара в атмосферу;

-водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и конденсатопроводы -гидравлической промывке;

-водяные сети в открытых системах теплоснабжения - гидропневматической промывкеи дезинфекции с последующей повторной промывкой питьевой водой.

Повторнаяпромывка после дезинфекции должна производиться до достижения показателейсбрасываемой воды, соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.

10.4.9.14Запрещается подключение абонентских тепловых сетей, не прошедшихгидропневматическую промывку.

10.4.9.15Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до ввода в эксплуатациюдолжны быть подвергнуты проверке на гидравлическую плотность.

Новыетепломагистрали от АС и котельных в течение первого года эксплуатации должныбыть подвергнуты испытаниям на расчетную температуру теплоносителя.

10.4.9.16Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка, дезинфекция, включение системыциркуляции, продувка и прогрев паропроводов и операции по пуску водяных илипаровых тепловых сетей, а также испытания сети или отдельных ее элементов иконструкций должны выполняться под руководством ответственного руководителя поспециально разработанной технической программе, утвержденной руководствомТеплосети и согласованной с руководством предприятия-источника тепла.

10.4.9.17Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой не выше 70 °С приотключенных системах теплопотребления.

10.4.9.18Наружная поверхность трубопроводов и металлические конструкции тепловых сетей(балки, опоры, мачты, эстакады и др.) должны быть защищены стойкимиантикоррозионными покрытиями.

Вводв эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства или капитальногоремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб и металлическихконструкций запрещается.

10.4.9.19Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и фланцевые соединениядолжны быть покрыты тепловой изоляцией в соответствии с проектом.

Применениев тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, а также набивной изоляции припрокладке трубопроводов в гильзах (футлярах) запрещается.

10.4.9.20Запрещается ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем понижающемдренаже.

10.4.9.21Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в которых установленоэлектрооборудование, должны иметь электроосвещение согласно правилам устройстваэлектроустановок.

Приточно-вытяжнаявентиляция проходных каналов должна быть в исправном состоянии.

10.4.9.22Все соединения труб тепловых сетей должны быть сварными, за исключением местприменения фланцевой арматуры.

Запрещаетсяиспользование для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажных и пеньковыхнабивок.

10.4.9.23При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с электроприводами должны бытьразмещены в помещении или заключены в кожухи, защищающие арматуру иэлектропривод от атмосферных осадков и исключающие доступ посторонних лиц.

10.4.9.24Запрещается присоединение к тепловым сетям установок горячего водоснабжения снеисправными регуляторами температуры воды, а также теплопотребляющих систем снеисправными приборами учета.

10.4.9.25Для контроля за состоянием оборудования тепловых сетей и режимом их работырегулярно по графику должен проводиться обход теплопроводов и тепловых пунктов.

10.4.9.26Для контроля за состоянием строительно-изоляционных конструкций, тепловойизоляции и трубопроводов в подземных прокладках тепловых сетей ежегодно пографику должны проводиться профилактические плановые шурфовки. Число шурфовдолжно определяться, исходя из состояния подземных прокладок и общейпротяженности тепловой сети.

Прочностноесостояние подземных трубопроводов должно оцениваться на основании ежегодныхгидравлических опрессовок и анализа имевших место повреждений.

Послевскрытия в местах шурфовок строительные и теплоизоляционные конструкциитепловой сети должны быть восстановлены и защищены от поступления влаги ктеплопроводу.

10.4.9.27На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах должен быть организовансистематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализовсетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии,устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах АС, на концевыхучастках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали).

Неработающаятепловая сеть должна заполняться только деаэрированной водой.

10.4.9.28Из паропроводов насыщенного пара конденсат должен непрерывно отводиться черезконденсатоотводчики.

Работаконденсатоотводчиков на общий конденсатопровод без установки обратных клапановзапрещается.

10.4.9.29Среднегодовая утечка теплоносителя из водяных тепловых сетей не должнапревышать в час 0,25 % среднегодового объема воды в тепловой сети иприсоединенных к ней системах теплопотребления независимо от схемы ихприсоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенныхчерез водоподогреватели).

Приопределении утечки теплоносителя не должен учитываться расход воды нанаполнение теплопроводов и систем теплопотребления при их плановом ремонте иподключении новых участков сети и потребителей.

10.4.9.30После ремонта до начала отопительного сезона должно быть проведеногидравлическое испытание сетей в целях проверки плотности и прочноститрубопроводов и установленной запорной и регулирующей арматуры в соответствии сдокументом «Правили устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара игорячей воды».

Минимальноезначение пробного давления должно составлять 1,25 рабочего давления. При этомзначение рабочего давления устанавливается техническим руководителеморганизации, эксплуатирующей тепловые сети, в соответствии с требованиями п.1.1.4 документа «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводовпара и горячей воды».

Максимальноезначение пробного давления устанавливается в соответствии с п. 4.12.4 документа«Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячейводы» с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижныеопоры.

Вкаждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается техническимруководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети, в допустимыхпределах, указанных выше.

Запрещаетсяодновременное проведение гидравлических испытаний тепловых сетей на прочность иплотность и испытаний на максимальную температуру теплоносителя.

10.4.9.31Для гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловыхсетей должны заполняться водой с температурой не ниже + 5 °С и не выше + 40 °С.

Навремя проведения испытаний тепловой сети пробным давлением тепловые пункты исистемы теплопотребления должны быть надежно отключены.

10.4.9.32Испытания тепловых сетей на расчетную температуру теплоносителя должныпроводиться не реже одного раза в 2 года. Испытаниям должна подвергаться всясеть источника теплоснабжения до тепловых пунктов систем теплопотребления.

Запрещаетсяодновременное проведение испытаний тепловых сетей на расчетную температурутеплоносителя, прочность и плотность.

Испытанияпо определению тепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях должныпроводиться на магистралях, характерных для данной сети по конструкциипрокладки, сроку службы и условиям эксплуатации, с периодичностью один раз в 5лет по графику, утвержденному главным инженером.

10.4.9.33Объем и периодичность испытаний тепловых сетей на потенциал блуждающих токовдолжен соответствовать документу «Типовая инструкция по защите тепловых сетейот наружной коррозии».

10.4.9.34Запрещается отключение устройств технологической защиты во время работытепловой сети.

Впериод ремонта или устранения аварии устройства технологической защиты тепловыхсетей могут быть отключены только с разрешения главного инженера или егозаместителя. Работоспособность этих устройств должна периодически проверяться всроки и в объеме, указанных в инструкции.

10.4.9.35Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основу режима отпуска тепла долженбыть положен график центрального качественного регулирования.

Приналичии нагрузки горячего водоснабжения минимальная температура воды в подающемтрубопроводе сети должна быть не ниже 70 °С.

10.4.9.36Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должны разрабатываться ежегоднодля отопительного и летнего периодов; для открытых систем теплоснабжения вотопительный период режимы должны разрабатываться при максимальном водоразбореиз подающего и обратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора.

Мероприятияпо регулированию воды у потребителей должны быть составлены для каждогоотопительного сезона.

Очередностьсооружения новых магистралей и насосных станций, предусмотренных схемойтеплоснабжения, должна определяться с учетом реального роста присоединяемойтепловой нагрузки, для чего в Теплосети должны быть разработаны гидравлическиережимы системы теплоснабжения на срок от 3 до 5 лет.

Втепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия для обеспечениятеплоснабжения потребителей при выходе из строя насосных станций и отдельныхучастков основных магистралей.

10.4.9.37Давление воды в подающей линии водяных тепловых сетей при работе сетевых насосовдолжно быть в любой точке не ниже 50 кПа (0,5 кгс/см²). Давлениеводы в трубопроводах и оборудовании источника тепла, тепловых сетей и тепловыхпунктов и верхних точках непосредственно присоединенных систем теплопотреблениядолжно обеспечиваться с запасом не менее 50 кПа (0,5 кгс/см²).Давление воды в обратной линии должно быть не выше допустимого длятрубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктови для непосредственно присоединенных систем теплопотребления.

10.4.9.38Статическое давление в системах теплоснабжения должно быть таким, чтобыобеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой сети, а также всехнепосредственно присоединенных систем теплоснабжения. Статическое давлениедолжно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источникатепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и непосредственно присоединенныхсистем теплоснабжения.

Статическоедавление должно быть определено условно для температуры воды от 1 °С до 100 °С.

Длямагистралей дальнего теплоснабжения, работающих при повышенных температурахсетевой воды, статическое давление должно быть определено исходя из расчетнойтемпературы воды в магистралях.

Еслистатическое давление в отдельных точках сети превышает допустимое дляоборудования источника или систем теплоснабжения, должно быть обеспеченоавтоматическое деление сети на гидравлически изолированные зоны, в каждой изкоторых должно поддерживаться допустимое давление.

10.4.9.39При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и перекачивающих насосоворганизация, эксплуатирующая теплосеть, должна обеспечивать давление в тепловыхсетях и системах теплоснабжения в пределах допустимого уровня. Приневозможности обеспечения давления в пределах допустимого уровня должна бытьпредусмотрена установка специальных устройств, предохраняющих системутеплоснабжения от гидроударов.

10.4.9.40Трубопроводы и оборудование тепловых сетей, насосных станций, пункты рассечкисети на гидравлически изолированные зоны, а также тепловые пункты должны бытьоснащены средствами технологического контроля, автоматического управления изащиты в соответствии с требованиями СНиП «Тепловые сети».

10.4.9.41Ремонт тепловых сетей должен проводиться по мере необходимости на основепериодических осмотров, испытаний и ежегодных опрессовок и шурфовок. Теплосетьдолжна систематически заменять аварийные трубопроводы путем их перекладки, атакже выполнять другие работы, направленные на повышение надежностиэксплуатации оборудования и сетей, эффективности использования отпущенноготепла, уменьшение потерь тепла и сетевой воды.

10.4.9.42В системе централизованного горячего водоснабжения от АС должна использоватьсятолько вода, отвечающая требованиям документа «Вода питьевая и водоснабжениенаселенных пунктов».

Качествоводы на всех этапах ее подготовки и подачи населению и другим потребителямдолжно определяться стандартными методами согласно указанным правилам иобеспечиваться соответствующими службами эксплуатации тепловых сетей.

10.4.9.43 Должен проводиться контроль:

-объемной активности воды источника хозяйственно-питьевого водоснабжения иподпиточной воды сетевого контура один раз в месяц;

-радионуклидного состава воды источника хозяйственно-питьевого водоснабжения иподпиточной воды сетевого контура один раз в полгода;

-радионуклидный состав сетевого теплоносителя один раз в квартал.

10.5 Автоматизированные системы управления технологическимипроцессами атомных станций, тепловая автоматика и измерения

10.5.1Автоматизированные системы управления технологическими процессами атомных станций(энергоблоков атомных станций), обеспечивают сбор и обработку информации,поддержание параметров в установленных проектом пределах, выполнение комплексовуправляющих воздействий регулирующими органами для приведения параметров вэксплуатационные пределы или для приведения АС (энергоблока АС) в безопасноесостояние системами защиты.

АСУТП должна обеспечивать передачу технологических и радиационных параметров,характеризующих безопасность реакторной установки (энергоблока) во внутренний ивнешний аварийные центры АС и в Кризисный центр эксплуатирующей организации.

10.5.2На основе проектной документации с учетом принятых и внедренных изменений идополнений для каждого энергоблока и общеблочных объектов должны бытьразработаны альбомы алгоритмов технологических защит и блокировок.

Альбомыалгоритмов технологических защит и блокировок должны пересматриваться 1 раз в 3года.

Измененияв альбомы алгоритмов должны вноситься в порядке, предусмотренном для инструкцийпо эксплуатации.

10.5.3Для каждого щита управления должна составляться карта уставок сигнализации суказанием наименования сигнала (табло), первопричины и уставки срабатывания.

Картыуставок сигнализации должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

Измененияв карты уставок сигнализации должны вноситься в порядке, установленном дляинструкций по эксплуатации.

10.5.4На щитах управления должны быть карты (журналы) уставок технологических защит иблокировок, утвержденные главным инженером. Значения уставок и выдержек временисрабатывания технологических защит определяются проектом илизаводом-изготовителем оборудования. Допускается совмещать карту (журнал)уставок технологических защит и блокировок с альбомами алгоритмовтехнологических защит и блокировок.

Аппаратуразащиты, имеющая устройства для изменения уставок, должна быть опломбирована илиопечатана (кроме регистрирующих приборов). Пломбы (печати) разрешается сниматьтолько работниками ЦТАИ с записью об этом в оперативном журнале.

10.5.5К основным задачам эксплуатации АСУ ТП относятся:

-обеспечение работоспособности и соответствия проектным характеристикамкомплекса средств автоматизации АСУ ТП;

-техническое обслуживание комплекса средств автоматизации;

-проведение всех видов ремонта комплекса средств автоматизации в соответствии стребованиями проектной и заводской документации, действующих норм и правил ватомной энергетике;

-метрологическое обеспечение;

-сбор и анализ данных о надежности комплекса средств автоматизации АСУ ТП.Ведение документации и информационной базы данных по состоянию и надежностикомплекса средств автоматизации АСУ ТП;

-сопровождение программного и информационного обеспечения;

-анализ эффективности функционирования АСУ ТП и разработка предложений посовершенствованию;

-замена устройств и технических средств, входящих в комплекс средствавтоматизации АСУ ТП, выработавших свой ресурс;

-опробования и испытания комплекса средств автоматизации АСУ ТП.

10.5.6Система кондиционирования климата (температура и влажность воздуха) впомещениях должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежноефункционирование комплекса средств автоматизации АСУ ТП.

10.5.7В процессе эксплуатации комплекс средств автоматизации АСУ ТП должен проходитьпроверку на соответствие проектным характеристикам по программам и графикам,утвержденным главным инженером АС. В случае невозможности прямой проверки,испытания необходимо проводить в условиях максимально имитирующих реальноесостояние оборудования и комплекса средств автоматизации АСУ ТП.

10.5.8Техническое обслуживание и ремонт комплекса средств автоматизации АСУ ТП должныпроводиться в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером АС,разработанным на основании требований заводской документации и нормативныхдокументов, действующих в атомной энергетике.

10.5.9Техническое обслуживание, ремонт и проверка комплекса средств автоматизации АСУТП должны производиться при соблюдении условий и пределов безопаснойэксплуатации энергоблока АС в сроки установленные проектом и действующими ватомной энергетике нормативными документами.

10.5.10Установленная на панелях, пультах и по месту аппаратура, первичныеизмерительные преобразователи, запорная арматура и клеммники должны иметьнадписи о назначении.

Щиты,переходные коробки, сборные кабельные ящики, исполнительные механизмы должныбыть пронумерованы.

Всезажимы и подходящие к ним провода кабелей, а также трубные соединительные(импульсные) линии должны иметь маркировку.

10.5.11Импульсные линии к приборам автоматики и измерений должны быть проложены ссоблюдением требований строительных норм и правил и во время эксплуатациисистематически продуваться.

Импульсныелинии должны продуваться чистой средой в сторону контура в случае подключенияих к трубопроводам и аппаратам, заполненным радиоактивными веществамиактивностью более 3,7·10⁵ Бк/л (1·10^-5Ku/л).

Импульсныелинии, заполненные радиоактивными веществами, должны быть обеспеченыотключающими устройствами на случай разрыва, а при прокладке их в помещенияхразличных категорий - разделительными сосудами на границах помещений.

Монтажуравнительных и конденсационных сосудов, прокладка импульсных линий,изготовление и установка измерительных сужающих устройств, расходомеров долженпроизводиться согласно действующим правилам.

10.5.12Первичные измерительные преобразователи и исполнительные механизмы устройствтепловой автоматики и измерений должны быть защищены от попадания на них влаги.У заборных устройств должны быть площадки для осмотра, ремонта и свободногодоступа к ним.

10.5.13Состояние регулирующих и запорных устройств тепломеханического оборудования,используемых в схемах тепловой автоматики, должно удовлетворять техническимтребованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам.

10.5.14Ответственность за сохранность устройств тепловой автоматики и измерений несетоперативный персонал соответствующих цехов АС, участков тепловых сетей, впомещениях которых установлены устройства.

Ответственностьза чистоту внешних частей устройств тепловой автоматики и измерений,расположенных на пультах управления, несет оперативный персонал соответствующихцехов АС, осуществляющих управление (переключения) с данных пультов.

Ответственностьза чистоту внешних частей устройств тепловой автоматики и измерений несетперсонал цехов АС в соответствии с документами, определяющими зону обслуживанияоборудования.

10.5.15За техническое обслуживание и ремонт устройств тепловой автоматики и измерений,включая блоки пневматического управления импульсными предохранительнымиустройствами, несет ответственность цех тепловой автоматики и измерений.

Ремонтрегулирующих органов и сочленений их с исполнительными механизмами, редукторовэлектроприводов, а также сужающих устройств расходомеров, арматуры и отборныхустройств должен выполняться персоналом, ведущим ремонт технологическогооборудования, а установка их на место и приемка проводиться с участиемперсонала ЦТАИ.

Установкана место и обеспечение герметичности датчиков, имеющих непосредственный контактсо средой и не имеющих устройств отключения их от технологическогооборудования, должны выполняться персоналом, ведущим ремонт технологическогооборудования, а установка их на место и приемка производиться с участиемперсонала ЦТАИ.

Вварныесужающие устройства на АС ревизии и поверке не подлежат.

Текущиеи капитальные ремонты и профилактические испытания электродвигателей (кромеперемотки их обмоток), входящих в комплект устройств автоматическогорегулирования, защиты и дистанционного управления, должны выполняться ЦТАИ.

Перемоткаобмоток электродвигателей этих приводов должна выполняться персоналомэлектроцеха или ремонтного завода.

10.5.16Устройства тепловой автоматики должны проходить периодические проверки подействующим методикам и инструкциям согласно графикам, утвержденным главныминженером АС.

10.5.17Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкциидолжен выполняться по письменному распоряжению главного инженера АС.

10.5.18Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны находитьсяво включенном состоянии в течение всего времени работы оборудования, котороеони защищают. Запрещается вывод из работы исправных технологических защит.

Выводиз работы устройств технологической защиты на оборудовании, находящемся вработе, разрешается только в случаях:

-необходимости отключения защиты, обусловленной эксплуатационной документацией(инструкцией по эксплуатации основного оборудования, графиком проверокисправного состояния оборудования, программой производства работ наоборудовании), утвержденной главным инженером. Отключение должно выполняться пораспоряжению начальника смены АС с записью в Журнале ввода - вывода защит иблокировок;

-выявленной очевидной неисправности защиты. Отключение должно выполняться пораспоряжению начальника смены АС с записью в Журнале ввода - вывода защит иблокировок с обязательным уведомлением заместителя главного инженера поэксплуатации (главного инженера).

Вовсех остальных случаях отключение защит должно выполняться по распоряжениюглавного инженера.

Запрещаетсяпроизводство ремонтных и наладочных работ в цепях, на импульсных линиях идатчиках включенных защит.

10.5.19Частота и объем проверок исправности технологических защит, предохранительных иавтоматических устройств, арматуры, должны соответствовать требованиямтехнологических регламентов эксплуатации энергоблоков АС.

10.5.20Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи,измерительные приборы, клеммники, ключи и переключатели, запорная арматураимпульсных линий и др.) должны иметь внешние отличительные признаки.

Панелизащит и установленная на них аппаратура должны иметь с обеих сторон надписи обих назначении.

Нашкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

10.5.21Проверку работоспособности центральной части устройств ФГУ (шкафов логическогоуправления) должен проводить персонал, обслуживающий средства управления, передпуском оборудования после его простоя более трех суток.

Есливо время остановов технологического оборудования на срок менее трех суток вцепях устройств ФГУ проводились ремонтные и наладочные работы и еслианалогичные работы проводились ранее в шкафах центральной части, проверкаработоспособности ФГУ должна выполняться персоналом технологического цеха иперсоналом, обслуживающим средства управления, как правило, с воздействием наисполнительные органы (на сигнал) на остановленном оборудовании. Принедопустимости проверки исполнительных операций в связи с состояниемоборудования проверка ФГУ должна осуществляться без воздействия наисполнительные органы.

Объеми порядок проведения проверок работоспособности ФГУ должны быть определены технологическимрегламентом или инструкцией по эксплуатации оборудования и утверждены главныминженером АС.

10.5.22На работающем оборудовании запрещается производство ремонтных и наладочныхработ в исполнительных (внешних) цепях управления от устройств ФГУ.

Проведениеналадочных работ в центральной части устройств ФГУ разрешается при условииотключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей кцентральной части устройств ФГУ разрешается только на остановленномоборудовании.

10.5.23Метрологическое обеспечение средств измерений, входящих в АСУ ТП, должноосуществляться в соответствии с 5.8 настоящего стандарта.

Запрещаетсяэксплуатировать средства измерений, не прошедшие метрологическое обслуживание -калибровку (поверку) или с недействительными (просроченными или поврежденными)оттисками калибровочных (поверительных) клейм.

10.5.24При эксплуатации АСУ ТП на АС должны обеспечиваться сбор, обработка, анализ ихранение информационной базы об отказах комплекса средств автоматизации АСУ ТП.

10.5.25Техническими и организационными мероприятиями должен быть исключеннесанкционированный доступ в помещения, где размещены комплексы средствавтоматизации АСУ ТП.

10.5.26Подразделения, обеспечивающие эксплуатацию АСУ ТП, должны оформлять в установленномпорядке эксплуатационную документацию по перечню, утвержденному главныминженером АС.

10.6 Специальное оборудование АС

10.6.1 Ядерное топливо. Транспортно-технологическиеоперации

10.6.1.1При эксплуатации АС должны обеспечиваться:

-100 % учет ядерного топлива в местах его размещения на АС, при перемещениях наплощадке АС и отправке и за пределы АС;

-запас свежего ЯТ для бесперебойной работы реакторной установки;

-прием свежего ЯТ от поставщиков и его хранение на АС;

-хранение и отправка на переработку отработавшего ЯТ;

-своевременная подача ЯТ на перегрузку реактора;

-ядерная и радиационная безопасность при использовании, хранении итранспортировке ЯТ на АС, а также при отправке отработавшего ЯТ с атомнойстанции;

-физическая защита ядерного топлива.

10.6.1.2Приказом директора АС должны назначаться лица, материально-ответственные заполучение и хранение ядерного топлива.

10.6.1.3Транспортирование тепловыделяющих сборок со свежим или отработавшим топливом наАС или вне ее должно выполняться только с использованием специальнооборудованного для перевозки транспорта, контейнеров и других необходимыхприспособлений.

10.6.1.4В договорах на поставку ядерного топлива должны быть указаны типы и количествоТВС в соответствии с требованиями ТУ завода-изготовителя.

10.6.1.5Тепловыделяющие сборки со свежим ядерным топливом должны поступать отпоставщика на АС в опломбированных контейнерах с соответствующейсопроводительной документацией и в сопровождении представителязавода-изготовителя.

10.6.1.6При приемке свежего ядерного топлива от завода-изготовителя должны проверяться:

-сопроводительная документация;

-количество контейнеров с ядерным топливом;

-целостность устройств индикации вмешательства (пломб), установленных натранспортном средстве и контейнерах с ядерным топливом;

-соответствие идентификаторов контейнеров и установленных устройств индикациивмешательства (пломб) указанным в сопроводительных документах.

Должныбыть выполнены подтверждающие измерения брутто-массы контейнеров и проверканаличия и вида ядерных материалов в контейнерах.

Приобнаружении нарушений должны быть приняты в установленном порядке меры по ихустранению.

10.6.1.7Учет и контроль ядерных материалов на АС должен вестись в соответствии стребованиями [27]«Положение о государственном учете и контроле ядерных материалов», НП «Основныеправила учета и контроля ядерных материалов», а также других нормативныхдокументов, действующих в отрасли и в организации.

10.6.1.8Тепловыделяющие сборки со свежим и отработавшим топливом должны храниться вспециальных помещениях (складах) или специально отведенных для этой цели местах(хранилищах, бассейнах выдержки, шахтах и т.д.) в соответствии с требованиями ОПБ-88/97,правил ядерной, пожарной безопасности и местных инструкций.

Помещения(хранилища) должны быть снабжены устройствами, предотвращающими опрокидываниеили падение тепловыделяющих сборок, и соответствующими предупредительнымизнаками.

10.6.1.9При хранении ТВС должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие:

-подкритичность не менее 0,05 как при размещении ТВС, так и при аварийномзаполнении помещения с хранящимися ТВС водой;

-невозможность попадания посторонних предметов в ТВС, механических повреждений изагрязнений ТВС;

-исключения вредного воздействия окружающей среды (влага, газ и т.п.).

10.6.1.10Запрещается проводить строительные и сварочные работы на расстоянии ближе 3метров от изделий с ядерным топливом, за исключением производства сварочныхработ по соединению подвесок с тепловыделяющими сборками для реакторов типаРБМК, которая должна проводиться по инструкции (технологии), утвержденнойглавным инженером АС.

10.6.1.11Гнезда для установки ТВС должны осматриваться, калиброваться и при необходимостиочищаться перед проведением транспортно-технологических операций с ТВС. Чистотаповерхностей гнезд должна проверяться в соответствии с инструкцией.

Помещенияхранения ТВС должны проверяться на радиоактивную загрязненность в соответствиис действующими ПРБАС-99.

10.6.1.12Перегрузка ТВС из транспортных контейнеров в места для хранения должнавыполняться по инструкциям или программам с соблюдением правил ядерной,радиационной безопасности и охраны труда.

10.6.1.13Получение и хранение ТВС должно осуществляться в соответствии с инструкциями(положениями), утвержденными главным инженером АС в установленном порядке.

10.6.1.14Отработавшие тепловыделяющие сборки должны выдерживаться в бассейнах выдержкиили специальных шахтах под слоем воды.

ЗагрузкаОТВС в транспортный контейнер для отправки на переработку разрешается толькопосле снижения уровня остаточного тепловыделения до величины, исключающей ихповреждение вследствие перегрева.

10.6.1.15При нахождении отработавших тепловыделяющих сборок в бассейне выдержки (шахтах)должны быть обеспечены:

-подкритичность не менее 0,05 при всех возможных аварийных ситуациях;

-исключение возможности перегрева ОТВС из-за остаточного тепловыделения;

-защита персонала от радиоактивности (газовой, аэрозольной и гамма излучения);

-периодическая очистка воды БВ (шахт);

-исключение возможности случайного опорожнения БВ (шахт).

10.6.1.16Негерметичные ОТВС должны храниться в пеналах.

10.6.1.17Работы с ядерным топливом, включая транспортно-технологические операции,связанные с перемещением свежих и отработавших тепловыделяющих сборок, должныпроводиться по инструкциям или программам с соблюдением правил ядерной,радиационной безопасности и охраны труда.

10.6.1.18Транспорт с контейнерами, перевозящий тепловыделяющие сборки, при выезде изтранспортных коридоров реакторного (реакторно-турбинного) цеха долженподвергаться дозиметрическому контролю. Лицу, сопровождающему транспорт, должнавыдаваться справка на право выезда по форме, указанной в приложении к ПРБАС-99.

Послевыполнения работ по внутристанционному перемещению и отправке отработавшего ЯТдолжно быть проведено детальное обследование радиационной обстановки в рабочейзоне.

10.6.1.19На АС должны быть разработаны и утверждены главным инженером атомной станциисистемы учета, регистрации, маркировки, освидетельствования, техническогообслуживания и ремонта приспособлений и механизмов, используемых припроизводстве транспортно-технологических операций с ТВС и ОТВС.

Припроизводстве транспортно-технологических операций с ТВС и ОТВС разрешаетсяиспользовать только штатные приспособления и механизмы, прошедшие периодическоеосвидетельствование, испытание и контрольный осмотр перед производством работ.

Грузоподъемныемеханизмы, подведомственные Ростехнадзору, используемые притранспортно-технологических операциях с ТВС и ОТВС, должны эксплуатироваться всоответствии с требованиями правил Ростехнадзора.

10.6.1.20Перемещение грузов над реактором и БВ должно осуществляться только всоответствии с транспортно-технологической схемой, утвержденной главныминженером АС.

10.6.1.21БВ (шахты) и бассейны перегрузки должны заполняться водой, требования ккачеству которой установлено в технологических регламентах по эксплуатацииэнергоблоков АС. Перед началом перегрузки должен быть создан запас воды,определенный проектом.

10.6.1.22Каждая отдельная транспортно-технологическая операция, связанная с перемещениемсвежих и отработавших тепловыделяющих сборок, а также предметов, являющихсяисточниками высоких и средних радиоактивных излучений и загрязнений, должнарегистрироваться в порядке, установленном на АС, с указанием их местанахождения. Принятые меры безопасности определяются местными инструкциями илипрограммами.

Всевыгруженные из активной зоны тепловыделяющие сборки должны размещаться впредназначенных для них проектом местах. При извлечении тепловыделяющих сборокиз реактора, БВ и других мест должны приниматься меры, исключающие попаданиерадиоактивного теплоносителя на поверхности помещений, оборудования.

10.6.2 Реакторная установка

10.6.2.1При эксплуатации РУ должны обеспечиваться:

-надежная и безопасная работа всего оборудования;

-оптимальное использование топлива;

-работоспособность ТВС в регламентированных пределах безопасной эксплуатации.

10.6.2.2Эксплуатация реакторной установки, должна производиться в соответствии синструкцией по эксплуатации РУ и инструкциями по эксплуатации систем иоборудования, разрабатываемыми администрацией АС на основаниипроектно-конструкторской документации и технологического регламентаэксплуатации РУ (энергоблока АС), откорректированных по результатамфизического, энергетического пусков и опыта эксплуатации.

Инструкцияпо эксплуатации РУ разрабатывается администрацией АС на основе типовойинструкции по эксплуатации РУ (при наличии ее для данного проекта РУ).

10.6.2.3Разработчиком РУ должны быть разработаны и переданы АС технологическийрегламент эксплуатации РУ, регламент технического обслуживания и ремонтаоборудования РУ, а также регламент проверок и испытаний систем РУ важных длябезопасности. В технологическом регламенте эксплуатации РУ должны содержатьсяправила и основные приемы безопасной эксплуатации РУ, общий порядок выполненияопераций, связанных с безопасностью РУ, а также пределы и условия безопаснойэксплуатации РУ.

10.6.2.4Изменение состава, конструкции и/или характеристик РУ и систем РУ важных длябезопасности, а также изменения пределов и условий, установленных техническимпроектом РУ и технологическим регламентом эксплуатации РУ, должны бытьсогласованы в установленном порядке до их введения на РУ.

Испытанияна АС, не предусмотренные технологическим регламентом и инструкциями поэксплуатации, должны проводиться по программам и методикам, содержащим меры пообеспечению безопасности этих испытаний.

Указанныепрограммы и методики испытание должны быть согласованы разработчиками проектаАС и утверждены эксплуатирующей организацией АС. Испытания разрешаютсяРостехнадзором в установленном порядке и проводятся по разрешениюэксплуатирующей организации АС.

10.6.2.5Основное оборудование РУ должно подвергаться обследованию и техническомуосвидетельствованию до пуска в работу и периодически в процессе эксплуатации всоответствии с инструкциями, правилами соответствующих органов государственногорегулирования безопасности и настоящим стандартом.

Впроцессе эксплуатации должен осуществляться контроль за состояниемметаллоконструкций и корпуса ядерного реактора, состоянием оборудованияконтуров РУ, а также контроль за креплением опор всего оборудования всоответствии с инструкциями.

10.6.2.6Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов РУ должнопроводиться в сроки, установленные документом «Правилаустройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомныхэнергетических установок». Значение пробного давления и температуры стенокоборудования и трубопроводов при гидравлических испытаниях должносоответствовать требованиям этих правил.

10.6.2.7После гидравлических испытаний главного циркуляционного контура колпак ядерногореактора типа ВВЭР (в случае наличия его по проекту) должен быть установлен наштатное место.

Послегидравлических испытаний главного циркуляционного контура траверса верхнегоблока реактора типа ВВЭР должна быть установлена на штатное место.

10.6.2.8Ядерный реактор должен загружаться при непрерывном контроле:

-нейтронного потока, осуществляемого как минимум тремя независимыми каналамиизмерения плотности нейтронного потока и тремя независимыми каналами измеренияскорости изменения плотности нейтронного потока, а также, если этопредусмотрено техническим проектом, при включенных аварийных защитах поплотности и скорости изменения плотности нейтронного потока;

-наличия теплоносителя в корпусе реактора (типа ВВЭР, БН), в каждой половинеКМПЦ и ТК реактора (типа РБМК), контролируемого как минимум двумя способами (подвум каналам) контроля.

Прииспользовании раствора жидкого поглотителя необходимо контролировать егоконцентрацию и предусмотреть мероприятия, исключающие попадание чистогоконденсата или раствора жидкого поглотителя с концентрацией, менее допустимойпо технологическому регламенту эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АЭС, вреактор, теплоноситель первого контура и в другие системы, которые всоответствии с проектом должны быть заполнены раствором жидкого поглотителяопределенной концентрации.

10.6.2.9При пуске реактора должен осуществляться контроль параметров РУ и ее систем всоответствии с технологическим регламентом по эксплуатации энергоблока(энергоблоков) АС и инструкциями по эксплуатации, в том числе непрерывныйконтроль:

-нейтронного потока, осуществляемого как минимум тремя независимыми каналамиизмерения плотности нейтронного потока и тремя независимыми каналами измеренияскорости изменения плотности нейтронного потока;

-температуры и давления теплоносителя;

-концентрации борной кислоты в теплоносителе (если она используется);

-уровня воды в барабанах-сепараторах (для реакторов канального типа);

-уровня теплоносителя в компенсаторе давления ( для реактора типа ВВЭР);

-распределения энерговыделения по радиусу и высоте активной зоны (для реакторовканального типа).

Вопределенных проектом случаях должна срабатывать световая и звуковаясигнализация при достижении параметрами уставок и условий срабатыванияаварийной защиты.

Пускдолжен быть прекращен, и реактор немедленно остановлен при достижении уставкиАЗ любым параметром, по которому в данный момент должна осуществляться защита всоответствии с технологическим регламентом по эксплуатации энергоблока(энергоблоков) АС, в том числе на любом уровне мощности:

-по плотности нейтронного потока;

-по скорости нарастания плотности нейтронного потока.

10.6.2.10Если при пуске вновь вводимого ядерного реактора предусматриваются состоянияактивной зоны без теплоносителя, то необходимо обеспечить исключение попаданиятеплоносителя в активную зону. В дальнейшем активная зона должна заполнятьсятеплоносителем отдельными порциями с дополнительным контролем по кривым"обратного счета".

10.6.2.11Вывод ядерного реактора в критическое состояние и работа его на любой заданноймощности, включая минимальный контролируемый уровень разрешаются при условиях,определенных технологическим регламентом по эксплуатации энергоблока(энергоблоков) АС, в том числе:

-перед пуском реактора рабочие органы АЗ должны быть взведены в рабочееположение;

-системы аварийного охлаждения активной зоны должны быть готовы к работе;

-системы локализации аварии должны быть готовы к работе.

Крометого, на реакторах канального типа должны :

-выводиться в рабочее положение стержни автоматического регулирования;

-осуществляться циркуляция газа через кладку;

-обеспечиваться необходимый расход теплоносителя через каждый канал.

Реактордолжен выводиться в критическое состояние в соответствии с технологическимрегламентом эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АЭС и инструкциями поэксплуатации РУ.

Моментвыхода реактора в надкритическое состояние должен устанавливаться по появлениюустойчивого роста мощности на измерителях нейтронной мощности и постоянного илиуменьшающегося периода на измерителях периода (по показаниям реактиметров).

Дляобеспечения выхода реактора на необходимый уровень мощности долженустанавливаться период удвоения плотности нейтронного потока в соответствии стребованиями технологического регламента.

Еслипри пуске реактора контролируемые параметры по измерителям нейтронной мощностиили измерителям периода вышли за допустимые пределы, при которых срабатываетпредупредительная сигнализация, должны быть немедленно приняты меры по восстановлениюбезопасного состояния реактора органами регулирования.

Привозникновении предаварийной ситуации все работы с активной зоной и экспериментыпо физическому пуску реактора должны быть немедленно прекращены, а реакторпереведен в подкритическое состояние.

10.6.2.12При эксплуатации РУ должен осуществляться контроль работы органов СУЗ иконтроль герметичности тепловыделяющих элементов.

10.6.2.13При нарушении эксплуатационных пределов оперативным персоналом должна бытьвыполнена определенная последовательность действий, установленных втехнологическом регламенте эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС инаправленная на приведение РУ к нормальному состоянию эксплуатации.

Энергоблокдолжен быть остановлен в соответствии с требованиями технологическогорегламента эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС, если установленныепределы и условия не могут быть соблюдены при нахождении реактора на мощности.

10.6.2.14Разогрев РУ, выход на мощность после перегрузки, капитального или среднегоремонта, а также после простоя более 3 суток должны осуществляться только послеопределения подкритического состояния активной зоны и запаса реактивности.

Оперативныйперсонал должен иметь графики (таблицы) изменения реактивности с момента сбросаисполнительных органов СУЗ на любой момент кампании.

Послеперегрузки должны быть проведены испытания по подтверждению основных проектныхи расчетных нейтронно-физических характеристик активной зоны в объеметребований технологического регламента.

10.6.2.15Режим расхолаживания РУ (снижение давления и слива теплоносителя и др.) долженвестись так, чтобы не повредить ТВС и оборудование (корпус реактора, органырегулирования, ГЦН и пр.). Скорость расхолаживания не должна превышатьзначений, указанных в технологических регламентах по эксплуатации энергоблока(энергоблоков) АС.

10.6.2.16При расхолаживании РУ должен осуществляться контроль:

-нейтронного потока в реакторе и его подкритичности;

-давления и температуры теплоносителя;

-температуры металлоконструкций;

-радиационной обстановки в герметичных помещениях;

-газовых и аэрозольных выбросов в вентиляционную трубу;

-концентрации растворенного в теплоносителе поглотителя (для реакторов типаВВЭР);

-других параметров, предусмотренных технологическим регламентом и инструкциямипо эксплуатации.

10.6.2.17Азот и воздух, подаваемые в главный циркуляционный контур для вытеснениятеплоносителя, должны быть проверены на отсутствие в них масла. Попадание маслав ГЦК не допускается.

10.6.2.18Перед разуплотнением главного циркуляционного контура необходимо убедиться вотсутствии в нем избыточного давления.

10.6.2.19Контроль дежурного персонала за остановленной РУ должен осуществлятьсяпостоянно в течение всего периода останова независимо от состояния реактора(расхоложен, вскрыт, и т.д.).

10.6.2.20Перед пуском РУ после ее останова более чем на 3 суток или ремонта должны бытьпроверены защиты и блокировки ГЦН. Запрещается пуск и работа ГЦН принеисправных его защитах и блокировках, а при неисправных блокировках в системахобеспечения их работоспособности (промежуточный контур, система техническойводы и др.) пуск и работа ГЦН допускается только с разрешения главного инженераАС с обязательной регистрацией в журнале распоряжений.

10.6.2.21В инструкции по обслуживанию ГЦН должен быть приведен перечень случаев, когдаоператор должен немедленно остановить ГЦН. При останове ГЦН мощность реакторадолжна быть снижена в соответствии с требованием технологического регламента поэксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС.

10.6.2.22Работы с фланцевыми разъемами на оборудовании главного циркуляционного контурадолжны проводиться по инструкции с использованием только специальнопредназначенного для этих целей инструмента.

НаАС должны быть в наличии заглушки для закрытия отверстий люков, патрубков, чтобыисключить попадание посторонних предметов при ремонтах и осмотрах, а такжегайковерты для всех видов разъемов по главному циркуляционному контуру,приспособления для дистанционного обслуживания и ремонта.

10.6.2.23В технологическом регламенте по эксплуатации энергоблока (энергоблоков) атомнойстанции (в инструкции по эксплуатации РУ или другой документации, касающейсяэксплуатации парогенераторов) должны быть определены:

-предельные положения уровня воды и связанные с ним отклонения, порядокдостижения и поддержания уровня при заполнении, разогреве и эксплуатации;

-допустимые скорости разогрева и расхолаживания;

-температура питательной воды;

-необходимость аварийного отключения, в том числе при появлении повышеннойактивности во втором контуре, порядок расхолаживания и дренированияпарогенератора в случае аварийного отключения;

-другие указания, обусловленные конструкцией парогенератора.

10.6.2.24Для двухконтурных энергоблоков АС при появлении активности в продувочной водепарогенераторов за ним должен быть установлен дополнительный контроль. Припревышении активности в продувочной воде пределов, установленныхтехнологическим регламентом по эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС,оперативный персонал АС должен выполнить предписанные им процедуры.

10.6.2.25При заполнении парогенераторов водой со стороны второго контура с цельюпроведения их гидравлических испытаний отключаемая часть петли для исключенийтермической переопрессовки петли и ПГ по первому контуру должна быть сообщенареактором или сообщена с атмосферой или сдренирована, если иное не оговоренопроектной, конструкторской, заводской документацией или технологическимрегламентом эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС.

10.6.2.26При эксплуатации должны вестись температурный контроль толстостенных элементовоборудования главного циркуляционного контура охлаждения реактора, контроль заплотностью разъемов и появлением течи в оборудовании и трубопроводах.

10.6.2.27При эксплуатации компенсаторов давления в них должно поддерживаться номинальноеположение уровня теплоносителя. Запрещается эксплуатация компенсаторов давленияпри уровне теплоносителя, выходящем за пределы установленных максимального илиминимального положений, кроме случаев гидроиспытаний первого контура илиполного заполнения первого контура при перегрузке топлива реактора.

Запрещаетсяопробование и включение электрических нагревателей компенсатора давления, есликомпенсатор давления не заполнен теплоносителем выше уровня нагревателей дляисключения их пережога.

10.6.2.28Запрещаются работы на емкостях выдержки азота, барботерах и других устройствах,предназначенных для приема сбросов от предохранительных клапанов главногоциркуляционного контура, если контур находится под давлением.

10.6.2.29При закрытии главных запорных задвижек главного циркуляционного контуразапрещается использовать приспособления, которые увеличивают значение моментазатяга по сравнению с указанным заводом-изготовителем.

ЗатворыГЗЗ должны находиться в крайнем положении (открыты или закрыты), если иное не оговоренопроектной, конструкторской, заводской документацией или технологическимрегламентом по эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС.

Принеисправности любой ГЗЗ возможность дальнейшей эксплуатации энергоблокаопределяется главным инженером АС.

Запрещаетсяподтяжка или замена сальникового уплотнения при наличии давления теплоносителяв контуре.

10.6.2.30После проведения дезактивационных работ в боксах или устранении течитеплоносителя, а также после срабатывания спринклерной установки должно бытьизмерено сопротивление изоляции всех попавших в зону действия влагиэлектродвигателей, кабелей, датчиков контрольно-измерительных приборов,нагревателей компенсаторов давления, а также другого электротехническогооборудования и устройств.

10.6.2.31До загрузки топлива в реактор, а затем после ремонта или замены элементов,влияющих на герметичность и прочность, если эти элементы не могут бытьпроконтролированы локально, и периодически (не реже одного раза в год) должнаконтролироваться плотность системы герметичных ограждений для подтверждениясоответствия фактической герметичности проектной.

10.6.2.32После проведения ремонта оборудования и систем РУ, важных для безопасности,должна быть проведена проверка их работоспособности.

10.6.2.33Периодическое опробование предохранительных клапанов компенсаторов давления,парогенераторов и барабан-сепараторов должно производиться в соответствии стребованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС.

10.6.2.34Концентрация водорода в баке биологической защиты (кольцевом баке) и барботерене должна превышать предельного значения (3 %).

Контрольза концентрацией водорода в кольцевом баке должен проводиться непрерывно, а приручном контроле - не реже одного раза в смену, в барботере при эксплуатацииреактора - непрерывно.

10.6.2.35При эксплуатации ядерного реактора с борной системой регулирования долженпостоянно поддерживаться необходимый аварийный запас раствора борной кислоты.Специальные емкости системы должны находиться в состоянии готовности для приематеплоносителя первого контура.

Системыподачи раствора борной кислоты высокого и низкого давления при эксплуатацииреактора должны быть исправными и в состоянии готовности к работе всоответствии с требованиями технологического регламента по эксплуатацииэнергоблока АС, должны действовать все блокировки системы аварийного охлажденияактивной зоны реактора и спринклерной системы.

10.6.2.36Все резервные системы и оборудование в соответствии с проектом должнынаходиться в состоянии готовности к работе и, если это предусмотрено, - кавтоматическому включению. Порядок и условия вывода оборудования и систем изрезерва должны определяться инструкциями.

10.6.2.37Переход с работающего оборудования на резервное должен осуществлятьсяпериодически по графику, утвержденному главным инженером атомной станции. Передпереходом с работающего на резервное оборудование, как правило, должныпроверяться все защиты и блокировки резервного оборудования.

Проверкизащит и блокировок оборудования, которые не могут быть проведены при работающемблоке, должны предусматриваться графиками в период останова блока. Как правило,проверка защит и блокировок должна осуществляться выдачей импульса на ихсрабатывание с полной работой всей цепи, в том числе с включением оборудования,открытием арматуры и т.д.

10.6.3 Вентиляция и система удаления газообразныхрадиоактивных отходов

10.6.3.1При эксплуатации вентиляционных систем должны обеспечиваться бесперебойноеснабжение обслуживаемых помещений чистым воздухом в соответствии с проектнымирежимами. В необслуживаемых и периодически обслуживаемых помещениях, в которыхвозможно появление радиоактивных газов и аэрозолей, вентиляционные системы привсех нормальных эксплуатационных режимах работы АС должны поддерживатьразрежения в пределах проектных значений, но не менее 50 Па (5 кгс/м²)(за исключением герметичных помещений с двойной металлической оболочкой).Следует на период ремонта предусматривать увеличение количества удаляемоговоздуха из данных помещений за счет включения резервного агрегата вытяжныхсистем.

10.6.3.2Запрещается объединение различных по степени загрязненности помещенийвоздуховодами одной системы вентиляции. Вентиляция реакторного зала должнаосуществляться самостоятельной системой, при этом воздухообмен в реакторномзале при условии посещения его персоналом должен быть не менее однократного вчас.

10.6.3.3Должен обеспечиваться 100 % резерв вытяжных и приточных вентиляторов (системважных для безопасности) с автоматическим вводом резерва. Вытяжныевентиляционные системы, обслуживающие ответственных потребителей, должныпитаться от сети надежного электропитания и обеспечивать самозапуск послеперерыва питания.

10.6.3.4Во время эксплуатации систем вентиляции должны контролироваться следующиепараметры:

-давление (разрежение) и температура воздуха в помещениях;

-напор, развиваемый вентиляторами;

-расход воздуха (газа);

-сопротивление фильтров;

-удельная активность радиоактивных аэрозолей до и после фильтров;

-удельная активность радиоактивных газов в помещениях.

Объеми периодичность контроля должны определяться инструкциями по эксплуатациивентсистем.

Активностьрадиоактивных газов и аэрозолей в вентиляционных трубах должна контролироватьсянепрерывно.

10.6.3.5При очистке воздуха и газов угольными и аэрозольными фильтрами относительнаявлажность воздуха (газа) не должна превышать 70 %, если не установлены иныевеличины в проектной, конструкторской или заводской документации. Запрещаетсяэксплуатация этих фильтров при отключенном влагомере.

Эффективностьочистки удаляемого воздуха от радиоактивных аэрозолей и соединений йодафильтрами вытяжных вентиляционных систем должна быть не менее 90 %.

Эффективностьочистки воздуха от аэрозольных частиц фильтрами приточных вентиляционных системдолжна быть не менее 80 %.

10.6.3.6Эксплуатация систем очистки и удаления воздуха должна исключать возможностьпревышения допустимых выбросов радиоактивных веществ, установленныхдействующими правилами и нормами.

10.6.3.7Удаляемые из технологического оборудования газы и воздух, содержащие радиоактивныевещества, перед выбросом в атмосферу должны подвергаться очистке, а принеобходимости выдержке в специальных газгольдерах.

Приаварии на АС, приводящей к загрязнению радионуклидами атмосферы в зоневоздухозаборных устройств приточных систем и вспомогательных зданий, следуетвыключить приточно-вытяжные обменные системы вентиляции, не связанные собеспечением условий работы технологического оборудования при ликвидацииаварии.

Системыочистки удаляемых из технологического оборудования газов должны быть оснащенынеобходимыми контрольно-измерительными приборами.

Управлениеэтой системой должно осуществляться дистанционно.

10.6.3.8Во всех элементах оборудования систем сбора и очистки газов, газгольдерах идругих емкостях, где возможно выделение и накопление водорода, систематическидолжна контролироваться его концентрация.

Концентрацияводорода в газе более 3 % не допускается.

Элементы,подлежащие контролю на возможное выделение и накопление водорода, должны бытьуказаны в инструкции по эксплуатации данного оборудования на основании проекта.

10.6.3.9Эксплуатация установки дожигания водорода должна осуществляться в соответствиисо специальной инструкцией. Запрещается эксплуатация этой установки приобъемной концентрации водорода за контактным аппаратом более 1 %.

10.6.3.10Запрещается длительная (более 3 часов) эксплуатация установки дожиганияводорода, если температура поступающего на контактный аппарат газа ниже 120 °С.

10.6.3.11Осмотр оборудования систем вентиляции, очистки газов и дожигания водорода, опробованиерезервных агрегатов и переход на них осуществляется периодически (по графику).Капитальный и текущий ремонт этого оборудования должен проводиться по меренеобходимости.

Ремонтвентиляционных агрегатов или замена фильтров на системах ремонтной вентиляциине должны выполняться в период проведения ремонтных или перегрузочных работ наоборудовании, за исключением резервных вентиляционных установок.

10.7 Электрическое оборудование АС

10.7.1 Генераторы

10.7.1.1При эксплуатации генераторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа вдопустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения,маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

10.7.1.2Автоматические регуляторы возбуждения должны быть постоянно включены в работу.Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбужденияи др.) допускается только для ремонта или проверки.

Настройкаи действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов иобщестанционными и системными устройствами автоматики.

НаАС должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ.

Нарезервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения не ниже1,3 номинального напряжения ротора.

10.7.1.3АРВ и устройства форсировки рабочего возбуждения должны быть настроены так,чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:

-предельно установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочемрежиме, если это значение не ограничено нормативными или техническими документамидля отдельных старых типов машин;

-номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;

-автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

Нагенераторах АС, где предусматривается проектом использование кинетическойэнергии турбогенератора в режиме аварийного выбега, автоматически выводится изработы устройство ограничения длительности форсировки, и должно обеспечиватьсяпри необходимости предельное (потолочное) возбуждение генератора.

10.7.1.4Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении.

Вусловиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратнодолжны выполняться без отключения генераторов от сети.

Переходс рабочего канала регулирования возбуждения на резервный и обратно должныпроизводиться, как правило, без изменения режима работы генераторов.

10.7.1.5На всех генераторах, оборудованных автоматическим гашением поля с разрывом цепиротора, должна быть установлена и постоянно находиться в работе специальнаязащита от перенапряжений (разрядник и т.п.).

10.7.1.6Резервные источники маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов сводородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключениирабочего источника и снижения давления (расхода) масла ниже установленногопредела.

Длярезервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторовмощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные баки. Запасмасла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержаниеположительного перепада давлений масло--водород на уплотнениях вала в течениевсего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всехисточников маслоснабжения.

10.7.1.7Турбогенераторы с водородным охлаждением после монтажа и ремонта должнывводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.

Длятурбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяноеохлаждение активных частей, запрещается работа под нагрузкой на воздушномохлаждении.

Непродолжительнаяработа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режимехолостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной взаводской документации.

10.7.1.8Устройства для пожаротушения генераторов должны быть в постоянной готовности иобеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.

Генераторыс воздушным охлаждением должны быть оборудованы системой пожаротушенияраспыленной водой или инертным газом.

10.7.1.9При пуске и во время эксплуатации генераторов и их вспомогательных системдолжен быть организован контроль электрических параметров статора, ротора исистем возбуждения, температуры обмотки и стали статора, охлаждающих средуплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепададавления на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята черезобмотки и другие активные и конструктивные части; чистоты и давления водорода,давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород вуплотнениях вала; герметичности систем жидкого охлаждения, влажности газа вкорпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением, уровнямасла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, вибрацииподшипников и контактных колец турбогенераторов.

10.7.1.10Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной системгенераторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:

-температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора - не режеодного раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа иливлажности, превышающей допустимую, - не реже одного раза в сутки;

-газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) - не реже одного раза вмесяц;

-чистоты водорода в корпусе машины - не реже одного раза в неделю по контрольнымхимическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а принеисправности автоматического газоанализатора - не реже одного раза в смену;

-содержания водорода в газовых ловушках обмоток статоров и газоохладителейтурбогенераторов с водородно-водяным охлаждением, при наличии таких ловушек иналичии в них газов, в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотненийвала (с воздушной стороны), экранированных токопроводов, кожухах линейных инулевых выводов - непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим насигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора - переноснымгазоанализатором или индикатором не реже одного раза в сутки;

-содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковомгидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительнойустановки генератора - в соответствии с утвержденным графиком по даннымхимического контроля;

-показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и другихчастей генератора - в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатациигенераторов.

10.7.1.11Чистота водорода в корпусах генераторов (с непосредственным водороднымохлаждением) должна быть не ниже 98 %.

Температураточки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть невыше 15 °С и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.

10.7.1.12Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора при чистоте водорода 98 %должно быть не более 0,8 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки иводородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора - не более 2%.

10.7.1.13Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотненийвала (с воздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных инулевых выводов турбогенератора должно быть менее 1 %.

Запрещаетсяработа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейныхи нулевых выводов 1 % и выше, а в картерах подшипников более 2 %.

10.7.1.14Колебания давления водорода в корпусе генератора при номинальном избыточномдавлении водорода до 100 кПа (1 кгс/см²) должно быть не более 20 %,а при большем избыточном давлении - не более ±20 кПа (± 0,2 кгс/см²).

10.7.1.15 Давление масла в уплотнениях принеподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водородав корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указыватьсяв инструкции завода-изготовителя.

10.7.1.16В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянновключены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного,компенсирующего).

Арматура,устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генераторадолжна быть опломбирована в рабочем положении.

10.7.1.17Суточная утечка водорода в генераторе должна быть не более 5 %, а суточныйрасход с учетом продувок - не более 10 % общего количества газа при рабочемдавлении.

10.7.1.18Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точнойсинхронизации.

Прииспользовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронноговключения.

Запрещаетсявключение генератора в сеть методом самосинхронизации, за исключениемгенераторов мощностью до 220 МВт включительно в момент ликвидации аварий вэнергосистеме, если это предусмотрено техническими условиями на их поставку илиспециально согласовано с заводом-изготовителем.

10.7.1.19Генераторы в случае сброса нагрузки, не связанного с повреждением агрегата илинеисправной работы системы регулирования турбины, разрешается включать в сетьбез осмотра и ревизии.

10.7.1.20Скорость повышения напряжения на генераторах не ограничивается.

Скоростьнабора активной нагрузки для всех генераторов должна быть определена условиямиработы турбины или реактора (дизеля).

Скоростьизменения реактивной нагрузки 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.

10.7.1.21Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (длятурбогенераторов мощностью 30 МВт и более, также длительная максимальнаямощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметровохлаждения) должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения ±5 % ичастоты ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышеннымнапряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклоненийнапряжения и частоты не превышает 6 %, если в требованиях завода-изготовителяна отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения ичастоты.

Наибольшийток ротора, полученный при отклонении напряжения в пределах ±5 % длительнодопустим при работе с номинальной мощностью и номинальными параметрамиохлаждающих сред. В случае работы с длительной максимальной мощностьюнаибольший ток ротора при отклонении напряжения до ±5% длительно допустимтолько при соответствующих параметрах охлаждения.

Длявсех генераторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110 %номинального. При напряжении выше 105 % допустимая полная мощность генераторадолжна быть установлена в соответствии с указаниями завода-изготовителя или порезультатам испытаний.

Принапряжении на генераторе ниже 95% номинального ток статора должен быть не выше105 % длительно допустимого.

10.7.1.22Запрещается длительная перегрузка генераторов по току сверх значения,допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды.

Ваварийных условиях генераторы разрешается кратковременно перегружать по токамстатора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя, стандартам итехническим условиям. Если в них соответствующие указания отсутствуют, приавариях в энергосистеме допускаются кратковременные перегрузки генераторов потоку статора при указанной в таблице 1 кратности тока, отнесенной кноминальному значению.

Таблица1 - Допустимая кратность перегрузки генератора по току статора

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 (таблица 2).

Таблица2 - Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора

10.7.1.23При появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжения турбогенераторымощностью 150 МВт и более, должны быть автоматически отключены, а при отказезащиты немедленно разгружены и отключены от сети. Такие же меры должны бытьпредусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора турбогенераторов меньшихмощностей с током замыкания более 5 А.

Работатурбогенераторов мощностью менее 150 МВт при токе замыкания на землю, непревышающем 5 А, допускается не более 2 ч, по истечении которых они должны бытьотключены. Если установлено, что место замыкания на землю находится не вобмотке статора, по усмотрению главного инженера АС допускается работагенератора с замыканием на землю продолжительностью до 6 ч.

10.7.1.24При появлении сигнала или выявлении измерениями глубокого снижениясопротивления изоляции цепи возбуждения турбогенератора с непосредственнымохлаждением обмотки ротора до 10 кОм он должен быть не более чем за 1 ч, а призамыкании на землю - немедленно переведен на резервное возбуждение. Если приэтом сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен вработе, если оно останется пониженным, турбогенератор при первой возможности,но не позднее чем через 7 суток должен быть выведен в ремонт (если иное непредусмотрено в заводской документации).

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.

Приснижении сопротивления изоляции в цепях возбуждения турбогенератора сбесщеточной системой возбуждения принять меры по выявлению причин ухудшенияизоляции и ее восстановлению. Если сопротивление изоляции остается пониженным,то при первой возможности, но не позднее чем через 7 суток вывести генератор времонт.

Присрабатывании предупредительной ступени защиты от замыкания на землю в цепивозбуждения генератор в течение 1 ч должен быть разгружен, отключен от сети ивыведен в ремонт.

Припоявлении замыкания на землю в цепи возбуждения турбогенератора с косвеннымохлаждением обмотки ротора он должен быть переведен на резервное возбуждение.Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор вработе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератордолжен быть при первой возможности выведен в ремонт. До вывода в ремонт приустойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита отдвойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал. Припоявлении сигнала этот турбогенератор должен быть немедленно разгружен иотключен от сети.

10.7.1.25Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12 %номинального для турбогенераторов и 20 % для дизель-генераторов.

Вовсех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального, если иноене оговорено в инструкции завода - изготовителя.

10.7.1.26Запрещается несинхронная работа отдельного возбужденного генератораотносительно других генераторов электростанции.

Допустимаянагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждениятурбогенераторов должны быть установлены на основании указаний заводскихинструкций, а при их отсутствии - на основании результатов специальныхиспытаний. Допустимость асинхронных режимов генераторов по их воздействию насеть должна быть установлена расчетами или испытаниями.

10.7.1.27Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателяограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом-изготовителемтурбины или нормативными документами.

10.7.1.28Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и врежиме с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токевозбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающихсред.

Допустимаяреактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора (в емкостномквадрате) должна быть установлена на основании заводских инструкций, а при ихотсутствии на основании результатов специальных тепловых испытаний.

10.7.1.29Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток приповышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранениемноминального значения полной мощности.

Допустимыедлительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также приповышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов снепосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указанийзаводских инструкций, с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы всети и состояния стали сердечника генератора.

Прирегулярной работе генератора в режиме недовозбуждения должно быть обеспеченоавтоматическое ограничение минимального тока возбуждения.

10.7.1.30Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток приотсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кромережима холостого хода, без возбуждения запрещается.

Вслучае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках снепосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматическиснята в течение 2 мин (если в инструкциях на отдельные типы генераторов неоговорены более жесткие требования), генератор должен быть отключен от сети ивозбуждение снято.

10.7.1.31Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов с газовым охлаждениемобмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения,измеренное мегаомметром на напряжение от 500 до 1000 В, должно быть не менее0,5 МОм.

Приводяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимыезначения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскимиинструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и РД «Объем инормы испытаний электрооборудования».

Работагенераторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниженормированных значений, допускается только с разрешения главного инженераэлектростанции с учетом 10.1.24.

10.7.1.32Качество охлаждающей жидкости (дистиллята, химочищенной воды, изоляционногомасла), циркулирующей в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительныхустановок генераторов, должно соответствовать требованиям типовой и заводскихинструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения.

Фильтры,установленные в системе жидкостного охлаждения, должны постоянно находиться вработе.

10.7.1.33При снижении удельного сопротивления охлаждающей жидкости до 100 кОм·см должнадействовать предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм·смгенератор должен быть разгружен, отключен от сети, и возбуждение снято.

10.7.1.34Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов ивозбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное при монтаже илиремонте мегаомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, если винструкциях не оговаривается более жесткая норма.

Исправностьизоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов и возбудителей должнапроверяться не реже одного раза в месяц.

10.7.1.35Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке странсформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателягенератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, ккоторой присоединен блок.

10.7.1.36Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать требованиям8.3.26.

Вибрацияконтактных колец турбогенераторов должна измеряться не реже одного раза в 3месяца и быть не выше 300 мкм.

Привибрации контактных колец свыше 300 мкм, сопровождающейся ухудшением работыщеточно-контактного аппарата, турбогенератор по решению главного инженера АСпри первой возможности должен быть выведен в ремонт. Вибрация колец послеремонта не должна превышать 200 мкм.

10.7.1.37После монтажа и капитального ремонта генераторы, как правило, могут бытьвключены без сушки. Необходимость сушки устанавливается РД «Объем и нормыиспытаний электрооборудования».

10.7.1.38Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом иосвобождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижномроторе или вращении его от валоповоротного устройства.

Ваварийных условиях освобождение от водорода может быть начато во время выбегамашины.

Водородили воздух должен быть вытеснен из генератора углекислым газом или азотом всоответствии с РД «Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системыводородного охлаждения генераторов».

10.7.1.39На АС, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водородадолжен обеспечивать его десятидневный эксплуатационный расход и однократное заполнениеодного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа илиазота - шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

Приналичии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшениезапаса водорода в ресиверах на 50 %.

10.7.1.40Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры,газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлажденияобмоток и других активных и конструктивных частей внутри корпуса генератора, атакже электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, переводтурбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот, участие вприемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты, влажностии давления водорода в генераторе должен осуществлять электрический цех АС.

Контрольэлектротехнических параметров состояния статора, ротора и системы возбуждения,температуры обмотки и стали статора осуществляет персонал электрического цехаАС.

Контрольза работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторыдавления масла и лабиринтные маслоуловители), масляных уплотнений вала всехтипов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды догазоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающегодистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный цех.

Натех АС, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанногооборудования должен выполнять этот цех.

10.7.1.41Капитальный и текущие ремонты генераторов должны быть совмещены с капитальнымии текущими ремонтами турбин.

Первыеремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах, включая усилениекрепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин икронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора,должны быть проведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода вэксплуатацию.

Выемкароторов генераторов при последующих ремонтах должна осуществляться по меренеобходимости или в соответствии с требованиями нормативных документов.

10.7.1.42Запрещается плановое отключение генератора от сети при наличии положительноймощности на выводах машины.

10.7.1.43Профилактические испытания и измерения на генераторах должны проводиться всоответствии с РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

10.7.1.44При плановых и аварийных отключениях генераторов (блоковгенератор-трансформатор) необходимо обеспечить безотлагательную разборкуглавной схемы электрических соединений для предотвращения самопроизвольной илиошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор.

10.7.1.45 Круговойогонь на контактных кольцах турбогенератора, вспомогательного генератора, атакже на коллекторе возбудителя не допускается.

Приобнаружении кругового огня персонал должен немедленно отключить турбину, снятьвозбуждение и отключить генератор от сети.

10.7.2Электродвигатели

10.7.2.1При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защитдолжна быть обеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

10.7.2.2На шинах собственных нужд электростанции напряжение должно поддерживаться впределах от 100 % до 105 % номинального. При необходимости допускается работаэлектродвигателей при напряжении от 90 % до 110 % номинального с сохранением ихноминальной мощности.

10.7.2.3На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки,указывающие направление вращения. На электродвигателях и их пусковыхустройствах должны быть надписи с наименованием агрегата, к которому ониотносятся.

10.7.2.4Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и помещенияхс повышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистогоохлаждающего воздуха. Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель,а также его параметры (температура, содержание примесей и т.п.) должнысоответствовать требованиям заводской документации.

Плотностьтракта охлаждения (корпуса электродвигателя, воздуховодов, заслонок) должнапроверяться не реже одного раза в год.

Индивидуальныеэлектродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматическивключаться и выключаться при включении и отключении основных электродвигателей.

10.7.2.5Электродвигатели с водяным охлаждением ротора и активной стали статора, а такжесо встроенными водяными воздухоохладителями должны быть, как правило,оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе.Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качествоконденсата должны соответствовать требованиям заводской документации.

10.7.2.6На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, должна бытьустановлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя приповышении температуры вкладышей подшипников или прекращения поступления смазки.

10.7.2.7При перерыве в электропитании собственных нужд должен быть обеспечен самозапускэлектродвигателей ответственных механизмов при повторной подаче напряжения отрабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивоститехнологического режима основного оборудования.

Времяперерыва питания, при действии АВР, определяемое выдержками временитехнологических и резервных электрических защит, должно быть не более 2,5 с.

Впорядке исключения допускается большее время перерыва питания, еслиобеспечивается самозапуск электродвигателей, который должен быть подтвержденрасчетно-экспериментальным путем. Допустимая продолжительность перерыва вэлектропитании ГЦН РУ определяется условиями защиты ядерных реакторов.

Переченьответственных механизмов должен быть утвержден главным инженером АС.

10.7.2.8Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодногосостояния - два раза подряд, из горячего - один раз, если заводскойдокументацией не допускается большего количества пусков.

Последующиепуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в течение времени,определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.

Запрещаютсяповторные включения электродвигателей напряжением 6 кВ после их отключениярелейной защитой без проведения осмотра и устранения причин отключения. Дляэлектродвигателей напряжением 6 кВ ответственных механизмов, не имеющихрезерва, допускается однократное повторное включение после внешнего осмотрадвигателя и питающего кабеля. Перечень таких электродвигателей (приводимыхмеханизмов) должен быть приведен в инструкциях по эксплуатацииэлектродвигателей (приводных механизмов).

Допустимостьповторного включения электродвигателей напряжением 0,4 кВ после их отключениярелейной защитой или защитой, встроенной в выключатель, определяетсяинструкциями АС

10.7.2.9Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, должны осматриваться иопробоваться вместе с механизмами по утвержденному главным инженером графику.При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должныпроверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

10.7.2.10Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией,температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечникастатора, воздуха, подшипников и т.д.), уход за подшипниками (поддержаниетребуемого уровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды квоздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску и остановуэлектродвигателя должен осуществлять дежурный персонал цеха, обслуживающегомеханизм.

Вслучаях, когда через камеры охладителей проходят токоведущие части, надзор иобслуживание схемы охлаждения электродвигателей в пределах этих камер долженосуществлять персонал электроцеха.

10.7.2.11Электродвигатели должны быть немедленно отключены от сети при несчастныхслучаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, егопусковых и возбудительных устройств, поломке приводимого механизма.

Электродвигательдолжен быть остановлен после пуска резервного (если он имеется) в случаях:

-появления запаха горелой изоляции;

-резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма;

-недопустимого возрастания температуры подшипников;

-угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запаривание,ненормальный шум и др.).

10.7.2.12Для электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам,должен быть обеспечен контроль тока статора.

10.7.2.13Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднее квадратичное значениевиброскорости или удвоенная амплитуда колебаний) измеренные на подшипникахэлектродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений,указанных в заводских инструкциях.

10.7.2.14Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку приремонте, ремонт воздухоохладителей, встроенных в статор, элементов системынепосредственного жидкостного охлаждения обмоток и других активных иконструктивных частей внутри корпуса электродвигателя, щеточно-контактныхаппаратов и пускорегулирующих устройств должен проводить персонал электроцеха,за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловойавтоматики и измерений.

10.7.2.15Балансировку вращающихся частей электродвигателя и центровку агрегата; снятиеремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма)и выносных подшипников; ремонт вкладышей подшипников скольженияэлектродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (при принудительнойсмазке подшипников), устройств подвода воздуха и воды для охлаждения обмоток,охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, отключение и подключениефланцев трубопроводов систем технической воды и масла должен проводить персоналцеха, обслуживающего приводимый механизм или персонал подрядной организации,производящей ремонт оборудования на данной АС.

10.7.2.16Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны бытьорганизованы в соответствии с РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

10.7.3 Силовые трансформаторы и масляные реакторы

10.7.3.1При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и масляных реакторов(далее - реакторов) должна быть обеспечена их длительная и надежная работапутем:

-соблюдения нагрузок, напряжений и температур в пределах установленных норм;

-поддержания характеристик масла и изоляции в нормированных пределах;

-содержания в исправном состоянии устройств охлаждения, регулированиянапряжения, защиты масла и др.

10.7.3.2Необходимо контролировать при монтаже правильность установки вновь монтируемыхтрансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовой защиты.Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должныбыть установлены так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому релене менее 1 %, а маслопровод к расширителю - не менее 2 %. Полость выхлопнойтрубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана(диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленнойзаводом-изготовителем.

10.7.3.3Высоко расположенные (3 м и выше) части работающих трансформаторов и реакторовдолжны осматриваться с применением бинокля непосредственно с земли.

10.7.3.4Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы имаслосборники должны быть в исправном состоянии.

10.7.3.5На баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаныстанционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях ивнутри трансформаторных пунктов и камер.

Набаки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветкафазы.

Трансформаторыи реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской,стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

10.7.3.6Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов)должно быть осуществлено, как правило, от двух источников, а длятрансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла - с применениемАВР.

10.7.3.7Устройства регулирования напряжения под нагрузкой автотрансформаторов связидолжны быть работать в режиме, определенном (согласованным) техническимруководителем энергосистемы, в оперативном управлении (ведении) которойнаходятся автотрансформаторы.

РПНрабочих и резервных трансформаторов собственных нужд, как правило, должны бытьв работе с дистанционным управлением. По решению главного инженера АСдопускается работа РПН с автоматическим управлением, при условии обеспеченияблокировки работы РПН в переходных режимах (пусковые токи и токи КЗ), а также,если РПН задействован в управлении технологическим процессом. Их работа должнаконтролироваться по показаниям счетчиков числа операций.

Запрещаетсяпереключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную(рукояткой).

10.7.3.8Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работутрансформаторов во всех нормированных режимах.

10.7.3.9На трансформаторах и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла(охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды имасла (охлаждение вида Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться(отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора илиреактора. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо отнагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен бытьопределен заводской документацией.

Запрещаетсяэксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением безвключенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла,охлаждающей воды или об останове вентиляторов.

10.7.3.10На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественнойциркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должныавтоматически включаться при достижении температуры масла 55 °С или номинальнойнагрузки независимо от температуры масла и отключаться при снижении температурымасла до 45 °С, если при этом ток нагрузки меньше номинального.

Условияработы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводскойдокументацией.

10.7.3.11При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителяхдолжно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 10 кПа (0,1кгс/см²).

Системациркуляции воды должна быть включена после включения масляного насоса притемпературе верхних слоев масла не ниже 15 °С и отключена при снижениитемпературы масла до 10 °С.

Должныбыть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей,насосов и водяных магистралей.

10.7.3.12Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть науровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

10.7.3.13При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть (еслизаводом-изготовителем не оговорены другие температуры) у трансформатора иреактора с охлаждением ДЦ - не выше 75 °С; с естественным масляным охлаждениемМ и охлаждением Д - не выше 95 °С; у трансформаторов с охлаждением Цтемпература масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.

10.7.3.14Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не болееноминальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки до 10 % вышеноминального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмоткедолжно быть не выше наибольшего рабочего.

Дляавтотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения илипредназначенных для работы с принудительными регулировочными трансформаторамидопустимое повышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.

10.7.3.15Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любойобмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении непревышает номинального.

Крометого, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаютсясистематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируетсятиповой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциямизаводов-изготовителей.

Вавтотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генераторили нагрузка, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшегонапряжения.

10.7.3.16 В аварийных режимах допускаетсякратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всехсистемах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующейнагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

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.

10.7.3.17При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторовопределяются требованиями заводской документации.

10.7.3.18Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:

-с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной температуре воздуха;

-с системами охлаждения ДЦ и Ц при температурах окружающего воздуха не нижеминус 25 °С. При более низких температурах трансформатор должен бытьпредварительно прогрет включением на нагрузку 0,5 номинальной без запускасистемы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25°С, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийныхусловиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо оттемпературы окружающего воздуха;

-при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторовНДЦ, НЦ в соответствии с заводской документацией.

10.7.3.19Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу притемпературе верхних слоев масла минус 20 °С и выше (для погружных резисторныхустройств РПН) и минус 45 °С и выше (для устройств РПН с токоограничивающимиреакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным наопорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройствомискусственного подогрева).

Эксплуатацияустройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкцийзаводов-изготовителей.

10.7.3.20Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетомнадежности питания потребителей должно быть определено количество одновременноработающих трансформаторов.

Враспределительных электросетях напряжением до 20 кВ включительно должны бытьорганизованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже одногораза в год; в первый год эксплуатации - в период максимальных и номинальныхнагрузок, в дальнейшем - по необходимости.

10.7.3.21Нейтрали обмоток автотрансформаторов и реакторов 110 кВ и выше, а такжетрансформаторов 330 кВ и выше должны работать в режиме глухого заземления.

Допускаетсязаземление нейтрали трансформаторов, автотрансформаторов реакторов черезспециальные реакторы.

Трансформаторы110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВмогут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. Приобосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтральютрансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищеннойразрядником.

10.7.3.22При срабатывании газового реле на сигнал должны быть немедленно произведеныразгрузки и отключения трансформатора (реактора) для отбора газа и выявленияпричин срабатывания газового реле. Внешним осмотром и по результатам анализагаза из газового реле, хроматического анализа масла и других измеренийопределяется состояние трансформатора (реактора) и возможность его дальнейшейработы.

10.7.3.23В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защитот внутренних повреждений, трансформатор (реактор) можно включить в работутолько после осмотра, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

Вслучае отключения трансформатора (реактора) защитами, действие которых несвязано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

10.7.3.24Трансформаторы мощностью 1 МВ·А и более и реакторы должны эксплуатироваться ссистемой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционныхфильтрах.

Маслов расширителе трансформаторов (реакторов) должно быть защищено отнепосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

Утрансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами,предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянновключены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатацияуказанных устройств должна быть организована в соответствии с инструкциямизавода-изготовителя.

Масломаслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

10.7.3.25Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком наполное напряжение.

Трансформаторы,работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генераторомподъемом напряжения с нуля.

10.7.3.26Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться вследующие сроки:

-в установках с постоянным дежурством персонала:

а)главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных и резервныхтрансформаторов собственных нужд и реакторов - один раз в сутки;

б)остальных трансформаторов - один раз в неделю;

-в установках без постоянного дежурства персонала - не реже одного раза в месяц,в трансформаторных пунктах - не реже одного раза в 6 месяцев.

Взависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов)указанные сроки могут быть изменены главным инженером АС.

Прирезком снижении температуры окружающего воздуха или других резких измененияхпогодных условий должны быть организованы дополнительные осмотрытрансформаторов наружной установки.

10.7.3.27Капитальные ремонты должны проводиться:

-трансформаторов напряжением от 110 до 150 кВ мощностью 125 МВ·А и более,трансформаторов напряжением 220 кВ, реакторов, основных трансформаторовсобственных нужд АС - 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 ихсостояния.

10.7.3.28Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) должны быть организованыв соответствии с документом «Объемы и нормы испытаний электрооборудования» изаводской документацией.

10.7.4 Распределительные устройства

10.7.4.1Электрооборудование распределительных устройств всех видов и напряжений должноудовлетворять условиям работы, как при номинальных режимах, так и при короткихзамыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Персонал,обслуживающий распределительные устройства, должен располагать схемами иуказаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных иаварийных условиях.

Распределительныеустройства напряжением 330 кВ и выше должны быть оснащены средствамибиологической защиты в виде стационарных, переносных или инвентарных экранов, атакже средствами индивидуальной защиты. Персонал, обслуживающийраспределительные устройства 330 кВ и выше, должен располагать картойраспределения напряженности электрического поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 мнад поверхностью земли.

10.7.4.2Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальномунапряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляцииэлектрооборудования.

Прирасположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой настадии проектирования и эксплуатации должны быть осуществлены меры,обеспечивающие надежную работу изоляции:

-в открытых распределительных устройствах - усиление, обмывка, очистка, покрытиегидрофобными пастами;

-в закрытых распределительных устройствах - защита от проникновения пыли ивредных газов;

-в комплектных распределительных устройствах наружной установки - уплотнениешкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройствэлектроподогрева с ручным или автоматическим управлением.

10.7.4.3Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40°С. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температурыоборудования или охлаждению воздуха.

Температурав помещениях КРУ с элегазовой изоляцией должна соответствовать требованиямдокументации завода-изготовителя.

10.7.4.4Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещенияЗРУ, камеры КРУ и КРУН.

Покрытиеполов должно быть таким, чтобы не происходило образование цементной пыли.

10.7.4.5Между деревьями и токоведущими частями распределительных устройств должны бытьрасстояния, при которых исключена возможность перекрытия.

Натерритории ОРУ не должно быть древесно-кустарниковой растительности.

10.7.4.6Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемымиплитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей ипереходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемымматериалом.

Туннели,подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечиватьбесперебойный отвод воды.

10.7.4.7Маслоприемники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживатьсяв исправном состоянии.

10.7.4.8Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводахдолжен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной иминимальной температурах окружающего воздуха.

Маслонегерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения.

10.7.4.9За температурой разъемных соединений шин в распределительных устройствах долженбыть организован контроль по утвержденному графику.

10.7.4.10Распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованыблокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями,отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками КРУ и заземляющиминожами. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянноопломбированы.

10.7.4.11На столбовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и другихустройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитковнизкого напряжения должны быть заперты на замок.

Стационарныелестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями итакже заперты на замок.

10.7.4.12Для наложения заземлений в распределительных устройствах напряжением 3 кВ ивыше должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи. Вдействующих электроустановках, в которых заземляющие ножи не могут бытьустановлены по условиям компоновки или конструкции, заземление осуществляется спомощью переносных заземлителей.

Рукояткиприводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющиеножи, как правило, - в черный.

10.7.4.13На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых ивнутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также налицевой и оборотной стороне панелей щитов должны быть выполнены надписи,указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

Надверях распределительных устройств должны быть предупреждающие знаки всоответствии с требованиями документа «Инструкция по применению и испытаниюсредств защиты, используемых в электроустановках».

Напредохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны бытьнадписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

Наметаллических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветкафаз.

10.7.4.14В распределительных устройствах должны находиться переносные заземления,защитные и противопожарные средства.

Вместах постоянного дежурства персонала должны находиться средства по оказаниюпервой помощи пострадавшим. Места организации санитарных постов определяютсяприказом по АС.

10.7.4.15Осмотр оборудования распределительных устройств без отключения от сети долженбыть организован:

-на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже одного раза в сутки; втемное время суток для выявления разрядов, коронирования - не реже одного разав месяц;

-на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже одного раза в месяц,а в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже одного раза в 6месяцев.

Внешнийосмотр токопроводов должен проводиться на АС ежедневно. При изменении окраскиоболочки токопровод должен быть отключен.

Принеблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) илиусиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования прикоротком замыкании должны быть организованы дополнительные осмотры.

Озамеченных неисправностях должны быть произведены записи. Неисправности должныбыть устранены в кратчайший срок.

Шкафыуправления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена навысоте 2 м и более, должны иметь стационарные площадки обслуживания.

10.7.4.16При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателейпрекращение подачи в них сжатого воздуха должно производиться только послеснятия напряжения с выключателей с разборкой схемы разъединителями.

10.7.4.17Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи ителемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушныхвыключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей,короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные враспределительных устройствах, в которых температура окружающего воздуха можетбыть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

Масляныевыключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева днищ баков икорпусов, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха нижедопустимой.

Вмасляных баковых выключателях, установленных в районах с низкими зимнимитемпературами окружающего воздуха (ниже минус 25 °С), должно применятьсяарктическое масло, или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогревамасла, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха нижедопустимой.

10.7.4.18В схемах питания электромагнитов управления приводов выключателей должна бытьпредусмотрена защита от длительного протекания тока.

10.7.4.19Комплектные распределительные устройства от 6 до 10 кВ должны иметьбыстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ.

Защитудопускается не устанавливать, если по конструктивному исполнению КРУ этовыполнить невозможно.

10.7.4.20Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительнойустановки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверятьсяи регулироваться согласно действующим нормативным документам.

10.7.4.21Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществлятьсятермодинамическим способом.

Требуемаястепень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада междуноминальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационныхаппаратов не менее двух - для аппаратов с номинальным рабочим давлением 2 МПа(20 кгс/см²) и не менее четырех - для аппаратов с номинальнымрабочим давлением от 2,6 до 4 МПа (от 26 до 40 кгс/см²).

Допускаетсятакже и другие способы осушки сжатого воздуха, например адсорбционные.

10.7.4.22Влага из всех воздухосборников компрессорного давления от 4 до 4,5 МПа (от 40до 45 кгс/см²) должна удаляться не реже одного раза в 3 суток, а наобъектах без постоянного дежурства персонала - по утвержденному графику.

Днищавоздухосборников и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованыустройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льдапри отрицательных температурах наружного воздуха.

Удалениевлаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 23 МПа (230 кгс/см²)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).

Продувкавлагоотделителя блока очистки сжатого воздуха должна производиться не реже трехраз в сутки. Проверка степени осушки-точки росы воздуха на выходе из БОВ должнапроизводиться один раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50 °С приположительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 °С - приотрицательной температуре.

10.7.4.23Резервуары воздушных выключателей, а также воздухосборники и баллоны должныудовлетворять требованиям НП «Правила устройства и безопасной эксплуатациисосудов, работающих под давлением, для объектов использования атомной энергии».

Резервуарывоздушных выключателей регистрации в межрегиональных территориальных округахРостехнадзора не подлежат.

Внутреннийосмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов долженпроизводиться при капитальных ремонтах. Гидравлические испытания резервуароввоздушных выключателей должны производиться:

-перед вводом в работу (если не производились на заводе-изготовителе);

-после ремонта с применением сварки и пайки.

Продлениесрока службы резервуаров воздушных выключателей производится одновременно спродлением и/или определением остаточного ресурса воздушных выключателей спривлечением (по необходимости) специализированной организации.

10.7.4.24Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах другихкоммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощьюфильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушноговыключателя или на питающем приводе каждого аппарата воздухопроводе. Послеокончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнениемрезервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны бытьпродуты все воздухопроводы.

Дляпредупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должныпроводиться продувки:

-магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха - нереже одного раза в 2 месяца;

-воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов дорезервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с ихотсоединением от аппарата - после каждого среднего и капитального ремонтоваппарата;

-резервуаров воздушных выключателей - после текущих и средних ремонтов, а такжепри нарушении режимов работы компрессорных станций.

10.7.4.25У воздушных выключателей должна периодически проверяться бесперебойностьвентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющихуказатели).

Периодичностьпроверок должна быть установлена на основании рекомендацийзаводов-изготовителей.

Послеспуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляциявыключателя перед включением его в сеть должна быть просушена продувкой воздухачерез систему вентиляции в соответствии с требованиями заводов- изготовителей.

10.7.4.26Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного ивключенного положений.

Навыключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным внепосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошнымнепрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя - навыключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясноуказывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенномили не отгороженном стенкой приводе необязательно.

Приводыразъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и другихаппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенногои включенного положений.

10.7.4.27Капитальный ремонт оборудования распределительных устройств долженпроизводиться:

-масляных выключателей - один раз в период от 6 до 8 лет при контролехарактеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

-выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - один раз в периодот 4 до 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей);

-воздушных выключателей - один раз в период от 4 до 6 лет;

-отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов - один раз впериод от 2 до 3 лет;

-компрессоров - один раз в период от 2 до 3 лет;

-всех аппаратов и компрессоров - после исчерпания ресурса независимо отпродолжительности эксплуатации.

Первыйремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанные втехнической документации завода-изготовителя.

Ремонтразъединителей внутренней установки, при котором требуется снятие напряжения сшин или перевод присоединений с одной системы шин на другую, может проводитьсяпо мере необходимости.

Периодичностьремонтов может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации. Изменениепериодичности ремонтов осуществляется решением главного инженера АС.

10.7.4.28Испытания электрооборудования распределительных устройств должны бытьорганизованы в соответствии с документом «Объем и нормы испытанийэлектрооборудования».

10.7.5 Аккумуляторные батареи

10.7.5.1При эксплуатации аккумуляторных батарей должны быть обеспечены их надежнаядлительная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока внормальных и аварийных режимах.

10.7.5.2При приеме вновь смонтированной аккумуляторной батареи должны быть проверены:емкость батареи током 10 часового разряда, качество заливаемого электролита,напряжение элементов в конце заряда и разряда и сопротивление изоляции батареиотносительно земли. Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достиженияими 100 % номинальной емкости.

10.7.5.3Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзарядас точностью поддержания напряжения на конечных полюсах батареи ±1 %.

Допускаетсяэксплуатация аккумуляторных батарей с точностью поддержания напряженияподзаряда ±2 %, при этом срок службы батареи сокращается.

Дополнительныеэлементы батарей, постоянно не используемые в работе, должны эксплуатироватьсяв режиме постоянного подзаряда.

10.7.5.4На АС один раз в период от 1 до 2 лет должен выполняться контрольный разрядбатареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальнойемкости), если иной период между контрольными разрядами не установлен в заводскойдокументации.

Длясистем важных для безопасности контрольный разряд осуществляется при выводе вплановый ремонт указанных систем.

Значениетока разряда каждый раз должно быть одно и то же. Результаты измерений приконтрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущихразрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током, значение которого невыше максимального для данной батареи.

10.7.5.5Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторной батареи наэлектростанциях должна быть включена перед началом заряда батареи и отключенапосле полного удаления газов, но не раньше чем через 1,5 ч после окончаниязаряда.

Порядокэксплуатации системы вентиляции в помещениях аккумуляторных батарей должен бытьопределен инструкцией с учетом конкретных условий.

10.7.5.6После аварийного разряда батареи на электростанции последующий ее заряд доемкости, равной 90 % номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч.

10.7.5.7При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда аккумуляторныхбатарей цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны черезразделительный трансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованыустройствами сигнализации об отключении.

Коэффициентпульсации на шинах постоянного тока не должен превышать допустимых значений поусловиям питания устройств РЗА.

10.7.5.8Напряжение на шинах постоянного тока, питающих цепи управления, устройстварелейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики, в нормальныхэксплуатационных условиях допускается поддерживать на 7,5 % выше номинальногонапряжения электроприемников.

Всесборки и кольцевые магистрали постоянного тока должны быть обеспечены резервнымпитанием.

10.7.5.9 Сопротивление изоляции аккумуляторнойбатареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

Устройство для контроляизоляции на шинах 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.

Вусловиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного оперативного токадолжно быть не ниже двухкратного значения уставки устройства контроля изоляции.

10.7.5.10При срабатывании устройства сигнализации в случае снижения уровня изоляцииотносительно земли в цепи оперативного тока должны быть немедленно приняты мерык устранению неисправностей. При этом запрещается производство работ без снятиянапряжений в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции.

ДляАС, на которых применяются микроэлектронные или микропроцессорные устройстваРЗА, использовать метод определения мест понижения сопротивления изоляции путемпоочередного отключения присоединений на щите постоянного тока нерекомендуется.

10.7.5.11Анализ электролита кислотной обслуживаемой аккумуляторной батареи долженпроводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов.

Количествоконтрольных элементов должно быть установлено главным инженером АС взависимости от состояния батарей, но не менее 10 % от общего количестваэлементов аккумуляторных батарей. Контрольные элементы должны ежегодноменяться. При контрольном разряде пробы электролита должны отбираться в концеразряда.

Длядоливки должна применяться дистиллированная вода, проверенная на отсутствиехлора и железа или химобессоленная вода, соответствующая требованиямзавода-изготовителя аккумуляторной батареи. Допускается использование паровогоконденсата, удовлетворяющего требованиям стандарта на дистиллированную воду.

Дляуменьшения испарения баки аккумуляторных батарей типов С и СК должнынакрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, невступающего в реакцию с электролитом. Запрещается использование масла для этойцели.

10.7.5.12Температура в помещении аккумуляторной батареи должна поддерживаться на уровне20 °С ±5 °С.

10.7.5.13На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи:«Аккумуляторная», «Огнеопасно», «С огнем не входить», «Курение запрещается» иливывешены соответствующие знаки безопасности в соответствии со стандартами озапрещении пользоваться открытым огнем и курить.

10.7.5.14Осмотр аккумуляторных батарей должен производиться по графику, утвержденномуглавным инженером АС.

Измерениянапряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента должнывыполняться не реже одного раза в месяц.

10.7.5.15Обслуживание аккумуляторных батарей на электростанциях должно быть возложено нааккумуляторщика или специально обученного электромонтера. На каждойаккумуляторной батарее должен быть журнал для записи данных осмотров и объемовпроведенных работ.

10.7.5.16Ремонт открытой аккумуляторной батареи производится по мере необходимости.

10.7.5.17Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в соответствии с требованиямиинструкции завода-изготовителя, которые должны быть отражены в инструкциях поэксплуатации аккумуляторных батарей.

10.7.6 Силовые кабельные линии

10.7.6.1При эксплуатации силовых кабельных линий должны проводиться техническоеобслуживание и ремонтные мероприятия, направленные на обеспечение их надежнойработы.

10.7.6.2Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установленынаибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены поучастку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний приусловии, что нагрев жил не будет превышать допустимый стандартами итехническими условиями. При этом нагрев кабелей должен проверяться на участкахс наихудшими условиями охлаждения.

10.7.6.3В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль затепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционныхустройств.

Температуравоздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время не должнапревышать температуру наружного воздуха не более чем на 10 °С.

10.7.6.4На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей спропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно - на 30 %,для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластика - на 15%, для кабелей с изоляцией из резины и вулканизированного полиэтилена - на 18 %длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение5 суток, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды непревышает длительно допустимой.

Длякабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должнапревышать 10 %.

Запрещаетсяперегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ.

Перегрузкакабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должна регламентироватьсянормативными документами.

Всеслучаи перегрузки по току кабельных линий должны фиксироваться в кабольномжурнале.

10.7.6.5Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше взависимости от профиля линии должны быть установлены пределы допустимыхизменений давления масла. При отклонениях от них кабельная линия должна бытьотключена, и ее включение разрешается только после выявления и устраненияпричин нарушений.

10.7.6.6Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфткабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше должны отбиратьсяперед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через3 года и в последующем один раз в 6 лет.

10.7.6.7Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациямидругих ведомств и передаваемых в эксплуатацию АС, должны быть выполнены подтехническим надзором атомной станции.

10.7.6.8Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с указанием основных данных полинии, а также архивную папку с документацией по 10.6.7 настоящего стандарта.

ДляАС, имеющих автоматизированную систему учета, паспортные данные могут бытьвведены в память ЭВМ.

Открытопроложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками собозначениями; на бирках кабелей в конце и начале линии должны быть указанымарки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на биркахсоединительных муфт - номер муфты, дата монтажа.

Биркидолжны быть стойкими к воздействию окружающей среды. Бирки должны бытьрасположены по длине линии через 50 м на открыто проложенных кабелях, а такжена поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки иперекрытия (с обеих сторон).

10.7.6.9Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельныхсооружениях, и металлические конструкции с неметаллизированным покрытием, по которымпроложены кабели, а также кабельные короба из обычной стали должны периодическипокрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками.

10.7.6.10Нагрузки кабельных линий, подверженных перегрузкам, должны измерятьсяпериодически в сроки, установленные главным инженером АС.

Наосновании данных этих измерений должны уточняться режимы и схемы работыкабельных сетей.

Требованияэтого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие отшин распределительных устройств электростанций и подстанций.

10.7.6.11 Осмотры кабельных линий должныпроводиться один раз в следующие сроки, месяцы:

Осмотр кабельных муфтнапряжением выше 1000 В должен производиться при каждом осмотре кабельныхлиний.

Осмотрподводных кабелей должен проводиться в сроки, установленные главным инженеромАС.

Периодическидолжны проводиться выборочные контрольные осмотры кабельных линийинженерно-техническим персоналом.

В период паводков и после ливней, а также приотключении кабельной линии релейной защитой проводятся внеочередные осмотры.

Овыявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны быть сделанызаписи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны устраняться в сроки,установленные главным инженером АС.

10.7.6.12Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях должныосматриваться не реже одного раза в месяц.

10.7.6.13Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации иавтоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должныосуществляться в соответствии с требованиями норм и правил, действующих ватомной энергетике.

10.7.6.14Запрещается устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательныхсооружений (мастерских, инструментальных, кладовых и т.д.), а также хранение вних каких-либо материалов и оборудования.

10.7.6.15В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивнымигрунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только послеосуществления ее антикоррозионной защиты.

Вэтих районах на кабельной линиях должны проводиться измерения блуждающих токов,составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммыкабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон.В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всехподземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

Потенциалыкабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовыхкабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и научастках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабеляхсо шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионногопокрытия в соответствии с инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий идокументом «Нормы испытаний электрооборудования».

Приобнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочеквследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны бытьприняты меры к ее предотвращению.

Заустановленными защитными устройствами должно быть установлено регулярноенаблюдение.

10.7.6.16Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны проводиться списьменного разрешения главного инженера АС.

10.7.6.17При нормальной глубине прокладки кабелей запрещается 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.

Применениеударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м откабелей.

Передначалом работ должно быть проведено под надзором персонала АС контрольноевскрытие трассы.

Дляпроизводства взрывных работ должны быть выданы дополнительные техническиеусловия.

10.7.6.18Кабельные линии должны периодически подвергаться профилактическим испытаниям,повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с документом «Объемы инормы испытания электрооборудования».

Необходимостьвнеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок,связанных со вскрытием трасс, определяется руководством АС.

10.7.6.19Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелейнапряжением от 20 до 35 кВ вследствие осушения изоляции необходимо ихпериодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты.

Накабельных линиях напряжением от 20 до 35 кВ с кабелями с нестекающейпропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелямидополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и ихпериодической замены не требуется.

10.7.6.20При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей сошланговым покрытием должно обращаться особое внимание на состояние шланга.Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны бытьотремонтированы или заменены.

10.7.6.21Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами дляопределения мест повреждения, измерительными приборами и передвижнымиизмерительными и испытательными установками.

10.7.6.22Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергатьсялабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработкимероприятий по их предотвращению.

10.7.7 Релейная защита и электроавтоматика

10.7.7.1Силовое электрооборудование АС и их электрические сети должны быть защищены откоротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты,автоматическими выключателями или предохранителями и оснащены устройствамиэлектроавтоматики, в том числе устройствами автоматического регулирования иустройствами противоаварийной автоматики в соответствии с проектом.

Устройстварелейной защиты и электроавтоматики, в том числе противоаварийной автоматики,по принципам действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям должнысоответствовать схемам и режимам работы атомной станции и энергосистемы ипостоянно находиться в работе, кроме устройств, которые должны выводиться из работыв соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы и условиямиселективности. Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должныбыть всегда готовы к действию.

10.7.7.2В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной работы аппаратурырелейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей (допустимые температура,влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных,электромагнитная обстановка и др.).

10.7.7.3Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявленныев процессе их эксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться иучитываться в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должныбыть устранены.

Окаждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА,а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры вышестоящая организация, вуправлении или ведении которой находится устройство, должна бытьпроинформирована.

10.7.7.4На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях ипультах управления на лицевой и оборотной стороне должны быть надписи,указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями; наустановленной на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратурес обеих сторон должны быть надписи или маркировка согласно схемам. Расположениенадписей или маркировки должно однозначно определять соответствующий аппарат.

Наустройствах, которыми управляет оперативный персонал (переключающие устройства,сигнальные реле и лампы, испытательные блоки и др.), должны бытьсоответствующие надписи, четко указывающие назначение этих устройств.

Напанели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разнымустройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно,должны быть нанесены четкие разграничительные линии, и должна быть обеспеченавозможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА.

10.7.7.5 Силовое электрооборудование илинии электропередачи могут находиться под напряжением только с включеннойрелейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы илинеисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейнойзащиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линийэлектропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется,должна быть осуществлена временная защита, или присоединение должно бытьотключено.

10.7.7.6При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случаеотказа выключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудованияпосле ремонтов или нахождения без напряжения, а также операции по переключениюразъединителями и выключателями должны осуществляться при введенных в действиеэтих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит немогут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципудействия, следует ввести ускорение на резервных защитах либо выполнитьвременную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как ипостоянная защита.

10.7.7.7Сопротивления изоляции, электрически связанных вторичных цепей напряжением выше60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения,электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока,сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1МОм.

Сопротивлениеизоляции измеряется мегаомметром на напряжение от 1000 до 2500 В.

Сопротивлениеизоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже,питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор,должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивлениеизоляции измеряется мегаомметром на напряжение 500 В.

Измерениесопротивления изоляции цепей на рабочее напряжение 24 В и ниже устройств РЗА намикроэлектронной и микропроцессорной базе производится в соответствии суказаниями завода-изготовителя. При отсутствии таких показаний проверяетсяотсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.

Припроверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренныесоответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этихустройств.

10.7.7.8При включении после монтажа и первом профилактическом контроле изоляцияотносительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичныхцепей каждого присоединения, а также между электрически не связанными цепями,находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов,рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, должна быть испытананапряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. Кроме того, напряжением1000 В в течение 1 мин должна быть испытана изоляция между жилами контрольногокабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезнымипоследствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых какисточник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальнымзначением тока 1 А и т.п.).

Впоследующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением60 В и ниже) должна испытываться при профилактических восстановленияхнапряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленнымнапряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки.

Испытаниеизоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измеренияпо 10.7.7 настоящего стандарта.

10.7.7.9Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работудолжны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям.

Разрешениена ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленномпорядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

10.7.7.10В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна бытьследующая техническая документация:

-паспорта-протоколы;

-инструкции или методические указания по наладке и проверке;

-технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;

-исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные илипринципиально-монтажные схемы; для сложных устройств РЗА откорректированныесхемы технических описаний завода-изготовителя в качестве исполнительных схем;

-рабочие (типовые) программы вывода в проверку (ввода в работу) сложныхустройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения ихцепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием ицепей тока и напряжения.

Переченьустройств, на которые должны быть составлены рабочие программы, утверждаетсяглавным инженером АС.

Результатытехнического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол (подробныезаписи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны врабочем журнале).

10.7.7.11Вывод из работы, ввод в работу, измерение параметров настройки или изменениедействия устройств РЗА должны быть оформлены в соответствии с 11.1.4 настоящегостандарта.

Приугрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работыс учетом требования 10.7.7.5без разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим сообщениемему (в соответствии с инструкцией) и последующим оформлением заявки всоответствии с 11.4.6.

10.7.7.12Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставкикоторых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникамслужб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов АС, эксплуатирующим этиустройства или по их указанию оперативному персоналу.

Работыв устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и допущенный ксамостоятельной проверке соответствующих устройств.

10.7.7.13На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должнынаходиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которыхможет вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание вцепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора.

10.7.7.14При работе на панелях и в цепях управления, релейной защиты и электроавтоматикидолжны быть приняты меры предосторожности против ошибочного отключенияоборудования. Работы должны выполняться только изолированным инструментом.

Запрещаетсявыполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов ипоследовательности работ (типовой или специальной программы).

Операцииво вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения (в том числе сиспытательными блоками) должны проводиться с выводом из действия устройств РЗА(или отдельных их ступеней), которые по принципу действия и параметрамнастройки (уставкам) могут срабатывать ложно в процессе выполнения указанныхопераций.

Поокончании работ должны быть проверены исправность и правильность присоединенияцепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепиуправления должны быть проверены, как правило, путем опробования в действии.

10.7.7.15Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключениезащищаемого или других присоединений, а также иные, не предусмотренныевоздействия, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей этивозможности.

10.7.7.16Оперативный персонал должен осуществлять:

-контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафахРЗА, крышек испытательных блоков;

-контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепяхуправления и защит;

-контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях(шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов, опробование выключателей ипрочих аппаратов;

-обмен сигналами высокочастотных защит;

-измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения,низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратурыпротивоаварийной автоматики;

-измерение тока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов;

-измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике трансформаторанапряжения;

-опробование устройств автоматического повторного включения, автоматическоговключения резерва и фиксирующих приборов;

-завод часов автоматических осциллографов и т.п.

Периодичностьконтроля и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опробованию,порядок операций при опробовании, а также порядок действий персонала привыявлении отклонений от норм должны быть установлены инструкциями.

10.7.7.17Персонал служб РЗА и электротехнических лабораторий АС должен периодическиосматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты,электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильностьположения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок ипр.) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимамработы электрооборудования.

Периодичностьосмотров должна быть установлена руководством предприятия.

Независимоот периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативный персонал долженнести ответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми емуразрешено выполнять операции.

10.7.7.18Устройства РЗА и вторичные цепи должны проверяться и опробоваться в объеме и всроки, указанные действующими правилами и инструкциями.

Посленеправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны бытьпроведены дополнительные (послеаварийные) проверки.

10.7.7.19Устройства РЗА должны иметь внешние отличительные признаки. Провода,присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку,соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, вместах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены,потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

10.7.7.20При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или ихнаращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфтили с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробкидолжны быть зарегистрированы.

Кабелис поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, спомощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

Накаждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанныхвыше соединений.

10.7.7.21При применении контрольных кабелей с изоляцией, подверженной разрушению подвоздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевыхразделок должно быть дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.

10.7.7.22Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле иприборы, или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения ивторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

10.7.7.23Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы савтоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматическиеосциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры,вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работыустройства РЗА и определения мест повреждения на линиях электропередачи, должныбыть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройствдолжны осуществляться по заявке.

10.7.7.24В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действияаппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

Автоматическиевыключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указаниемназначения и тока.

10.7.7.25Для выполнения оперативным персоналом на панелях в шкафах устройств РЗАпереключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и другихприспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающихустройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, атакже программы или бланки для сложных переключений.

Обоперациях по этим переключениям должна быть сделана запись в оперативныйжурнал.

10.7.7.26На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях переключающиеустройства в цепях РЗА и противоаварийной автоматики должны быть расположенынаглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково.

10.7.7.27Экраны контрольных кабелей должны заземляться в одной точке, как правило состороны приемника сигнала, и периодически проверяться на отсутствие второгозаземления в случае повреждения оболочки кабеля.

10.7.8 Заземляющие устройства

10.7.8.1Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспеченияэлектробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационныхрежимов работы.

Всеметаллические части электрооборудования и электроустановок, которые могутоказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземленыили занулены.

10.7.8.2При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажнойорганизацией кроме документации, указанной в 5.2.19, должны быть представленыпротоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

10.7.8.3Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен кзаземлению или заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника.

Запрещаетсяпоследовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частейустановки.

10.7.8.4Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и кзаземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов,машин и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или болтовымсоединением.

10.7.8.5Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии.

Открытопроложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

10.7.8.6 Определение техническогосостояния заземляющего устройства периодически проводятся в соответствии стребованиями документа «Объем и нормы испытанийэлектрооборудования», в т.ч.:

-внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

-осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами(отсутствие обрывов и неудовлетворительных контактов в проводке, соединяющейаппарат с заземляющим устройством);

-измерение сопротивления заземляющего устройства;

-проверка надежности соединений естественных заземлителей;

-выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства,находящегося в земле (не реже одного раза в 12 лет);

-в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полногосопротивления петли фаза-нуль;

-измерение напряжения прикосновения у заземляющих устройств, выполненных понормам на напряжение прикосновения.

Полныйобъем и периодичность проверок технического состояния заземляющих устройствопределяются действующими нормативными документами.

10.7.8.7Внешний осмотр заземляющего устройства проводится вместе с осмотромэлектрооборудования распределительных устройств, трансформаторных подстанций ираспределительных пунктов, а также цеховых и других электроустановок.

Обосмотрах, обнаруженных неисправностях и принятых мерах должны быть сделанысоответствующие записи в журнале осмотра заземляющих устройств или в оперативномжурнале.

Измерениесопротивления заземляющих устройств должно проводиться:

-после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств наэлектростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

-при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следовперекрытий или разрушения изоляторов электрической дугой;

-на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже - нереже одного раза в 12 лет;

-в сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитнымипромежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторнымизаземлителями нулевых проводов - не реже одного раза в 6 лет; выборочно на 2 %железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ снаиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами- не реже одного раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периодынаибольшего высыхания грунта.

10.7.8.8В электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения, измерениянапряжений прикосновения должны производиться после монтажа, переустройства икапитального ремонта заземляющего устройства, но не реже одного раза в 6 лет.Измерения должны выполняться при присоединенных естественных заземлителях итросах ВЛ.

10.7.8.9Выборочная проверка на ВЛ со вскрытием грунта по 10.7.8.6должна проводиться на 2 % опор с заземлителями. Для заземляющих устройств изаземлителей опор ВЛ, подверженных интенсивной коррозии, должна бытьустановлена более частая периодичность выборочных вскрытий грунта по решениюглавного инженера АС.

10.7.8.10На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен иметьсяпаспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, данные орезультатах проверки состояния заземляющего устройства, характере ремонтов иизменениях, внесенных в данное устройство.

10.7.9 Защита от перенапряжений

10.7.9.1На АС должны быть схемы защиты от перенапряжений каждого распределительногоустройства.

Накаждое ОРУ должны быть составлены очертания защитных зон молниеотводов, прожекторныхмачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений изданий, в зону защиты которых попадают токоведущие части.

10.7.9.2Запрещается подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения(осветительных, телефонных, высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ,отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубахи градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям.

Науказанных линиях должны применяться кабели с металлическими оболочками иликабели без оболочек, проложенные в металлических трубах в земле. Оболочкикабелей, металлические трубы должны быть заземлены.

Подводкалиний к взрывоопасным помещениям должна выполняться с учетом требованийдействующей инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

10.7.9.3Ежегодно перед грозовым сезоном должна проводиться визуальная проверкасостояния защиты от перенапряжений распределительных устройств и линийэлектропередачи и обеспечиваться готовность защиты от грозовых и внутреннихперенапряжений.

НаАС должны регистрироваться случаи грозовых отключений и поврежденийоборудования распределительных устройств. На основании полученных данных должнапроводиться оценка надежности грозозащиты, и разрабатываться в случаенеобходимости мероприятия по повышению ее надежности.

Приустановке в распределительных устройствах нестандартных аппаратов илиоборудования необходима разработка соответствующих грозозащитных мероприятий.

10.7.9.4Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений должны бытьпостоянно включены.

ВОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы)вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовыхперенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменениемтемпературы и интенсивным загрязнением.

10.7.9.5Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а такжеограничителей перенапряжений должны проводиться в соответствии с действующимдокументом «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

10.7.9.6Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при обходахлиний электропередачи. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в обходныхлистах. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна проводитьсяодин раз в 3 года.

Верховойосмотр без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатыхразрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполнятьсяпо инструкциям.

Ремонттрубчатых разрядников должен проводиться по мере необходимости в зависимости отрезультатов проверок и осмотров.

10.7.9.7В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токовдопускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием наземлю. К отысканию места повреждения персонал должен приступать немедленно иустранять повреждение в кратчайший срок.

Всетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигателивысокого напряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии с 10.7.1.23.

10.7.9.8 Компенсация емкостного тока замыкания наземлю дугогасящими аппаратами должна применяться при емкостных токах,превышающих следующие значения:

В сетях собственныхнужд 6 кВ АС допускается режим работы с заземлением нейтрали сети черезрезистор.

Всетях от 6 до 35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоватьсядугогасящие аппараты при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Работасетей от 6 до 35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях,превышающих указанные выше значения, не допускается.

Длякомпенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применятьсязаземляющие дугогасящие аппараты с ручным или автоматическим регулированием.

Измерениеемкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю инапряжений смещения нейтрали должны проводиться при вводе в эксплуатациюдугогасящих аппаратов и значительных изменениях режимов сети, но не реже одногораза в 6 лет.

10.7.9.9Мощность дугогасящих аппаратов должна быть выбрана по емкостному току сети сучетом ее перспективного развития.

Заземляющиедугогасящие аппараты должны быть установлены на подстанциях, связанных скомпенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Запрещаетсяустановка дугогасящих аппаратов на тупиковых подстанциях.

Дугогасящиеаппараты должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов черезразъединители.

Дляподключения дугогасящих аппаратов, как правило, должны использоватьсятрансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник.

Запрещаетсяподключение дугогасящих аппаратов к трансформаторам, защищенным плавкимипредохранителями.

Вводдугогасящего аппарата, предназначенный для заземления, должен быть соединен собщим заземляющим контуром через трансформатор тока.

10.7.9.10Дугогасящие аппараты должны иметь резонансную настройку.

Допускаетсянастройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая токазамыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки - не более 5%. Если установленные в сетях от 6 до 20 кВ дугогасящие аппараты имеют большуюразность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивнойсоставляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостномтоке замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10%.

Разрешаетсяприменение настройки с недокомпенсацией лишь временно при отсутствиидугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийновозникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при обрыве проводов илиперегорании плавких предохранителей) не могут привести к появлению напряжениясмещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения.

10.7.9.11В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметриидолжно быть не выше 0,75 % фазного напряжения. При отсутствии в сети замыканияна землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазногонапряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 ч.

Снижениенапряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должны бытьосуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменениемвзаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсатороввысокочастотной связи между фазами линий).

Приподключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторовмолниезащиты вращающихся машин должна быть проверена допустимость несимметрииемкостей фаз относительно земли.

Запрещаютсяпофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могутприводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения.

10.7.9.12В сетях от 6 до 10 кВ, как правило, должны применяться плавно регулируемыедугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока компенсации.

Приприменении дугогасящих аппаратов с ручным регулированием тока показателинастройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации. Если такой приборотсутствует, показатели настройки должны выбираться на основании результатовизмерений тока замыкания на землю, емкостных токов, тока компенсации с учетомнапряжения смещения нейтрали.

Настройкадугогосящих реакторов на основании результатов измерений емкостного токазамыкания на землю и тока компенсации дугогасящих реакторов разрешается, толькоесли емкостной ток замыкания на землю компенсируемой сети изменяется в среднемне чаще двух раз в сутки с расстройкой компенсации не более 5 %.

10.7.9.13На подстанциях от 110 до 220 кВ для предотвращения возникновения перенапряженийот самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессовоперативные действия должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора,включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110и НКФ-220. Нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена передотделением от сети ненагруженной системы шин с трансформаторами НКФ-110 иНКФ-220.

Распределительныеустройства от 150 до 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения ивыключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны бытьпроверены на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений приотключениях системы шин. При необходимости должны быть приняты меры кпредотвращению феррорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.

Всетях и на присоединениях от 6 до 35 кВ в случае необходимости должны бытьприняты меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числесамопроизвольных смещений нейтрали.

10.7.9.14Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения трансформаторов иавтотрансформаторов должны быть соединены в звезду или в треугольник и защищеныот перенапряжений.

Защитанеиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками болеевысокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками,присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмоткенизшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м.

Защитанеиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях должнабыть осуществлена заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильнымиразрядниками, присоединенными к вводу каждой фазы.

10.7.9.15В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток от 110 до 220 кВтрансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматикидолжны быть осуществлены таким образом, чтобы при различных оперативных иавтоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов сзаземленными нейтралями.

Защитаот перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем улинейных вводов, должна быть осуществлена вентильными разрядниками илиограничителями перенапряжений.

10.7.9.16В сетях от 110 до 750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимахповышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании должно бытьне выше значений, указанных в таблице 3.

Указанныезначения распространяются также на амплитуду напряжения, образованногоналожением на синусоиду 50 Гц составляющих других частот.

Вчислителях таблицы указаны значения для изоляции фаза-земля в долях амплитудынаибольшего рабочего фазового напряжения, в знаменателях - для изоляциифаза-фаза в долях амплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения.

Значениядля изоляции фаза-фаза относятся только к трехфазным силовым трансформаторам,шунтирующим реакторам и электромагнитным трансформаторам напряжения, а также каппаратам в трехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном бакеили на одной раме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятсятолько к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ.

Таблица 3 - Допустимоеповышение напряжения промышленной частоты оборудования в электросетях от 110 до750 кВ

Придлительности t повышения напряжения, промежуточной между двумязначениями, приведенными в таблице 6, допустимое повышение напряжения равноуказанному для большего из этих двух значений длительности.

При0,1 £t £ 0,5 с допускается повышениенапряжения, равное

U(1c) + 0,3 · [U(0,1c) - U(1c)],                        (2)

гдеU(1c) и U(0,1c) -допустимые повышения напряжения при длительностисоответственно 1 и 0,1 с.

Промежутоквремени между двумя повышениями напряжения длительностью 1200 и 20 с должен бытьне менее 1 ч. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место двараза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения втретий раз допускается только лишь в случае, если это требуется ввиду аварийнойситуации, но не ранее чем через 4 ч.

Количествоповышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано. Нерегламентировано также количество повышений напряжения для вентильныхразрядников.

Дляпредотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в местныхинструкциях должен быть указан порядок операций по включению и отключениюкаждой линии электропередачи от 330 до 750 кВ и линий от 110 до 220 кВ большойдлины. Для линий от 330 до 750 кВ и тех линий от 110 до 220 кВ, где возможноповышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотренарелейная защита от повышения напряжения.

Всхемах, в том числе пусковых, в которых при плановых включениях линии возможноповышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях более 1,4 наибольшегорабочего, рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую додопустимых значение и продолжительность повышения напряжения.

10.7.10 Средства электрических измерений

10.7.10.1Надзор за состоянием средств электрических измерений осуществляютметрологические службы или подразделения, выполняющие функции метрологическойслужбы на АС. Техническое обслуживание и ремонт средств электрических измеренийвозлагается на ремонтные подразделения АС по закрепленным видам измерений.

10.7.10.2Метрологическое обеспечение средств электрических измерений должноосуществляться в соответствии с 5.8 настоящего стандарта.

Запрещаетсяэксплуатировать средства измерений, не прошедшие метрологическое обслуживание -калибровку (поверку) или с недействительными (просроченными или поврежденными)оттисками калибровочных (поверительных) клейм.

10.7.10.3Все средства электрических измерений должны устанавливаться и эксплуатироватьсяв условиях, отвечающих требованиям стандартов, ТУ и заводских инструкций на этисредства измерений.

10.7.10.4Средства электрических измерений на трансформаторах связи и линиях напряжением330 кВ и выше, отходящих от электростанций и подстанций с дежурством персонала,должны быть отдельными для каждого присоединения; объединение этих измерений наобщий прибор для контроля переключениями не разрешается. Для остальныхизмерений (в том числе дублирующих основные) допускается применение другихсредств централизованного контроля.

10.7.10.5На стационарных средствах электрических измерений, по которым контролируетсярежим работы оборудования и линий электропередачи, должна наноситься отметка,соответствующая номинальному значению измеряемой величины.

10.7.10.6Каждый электрический счетчик должен иметь надпись, указывающую присоединение,на котором производится учет электроэнергии.

10.7.10.7Расход электроэнергии на собственные нужды АС должен учитываться на рабочих ирезервных питающих элементах собственных нужд по расчетным счетчикам.

10.7.10.8Наблюдение за нормальной работой средств электрических измерений, в том числеза работой регистрирующих приборов (смена бумаги, доливка чернил, сверкавремени) и приборов с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, наАС ведет дежурный или оперативно-ремонтный персонал.

10.7.10.9Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены средстваэлектрических измерений (электроизмерительные приборы, счетчики,преобразователи и т.п.), несет ответственность за их сохранность.

10.7.11 Освещение

10.7.11.1Рабочее, аварийное и предусмотренное проектом эвакуационное освещение, во всехпомещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечиватьосвещенность согласно установленным требованиям.

Светильникиаварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещенияотличительными знаками или окраской. Светоограждение дымовых труб и другихвысоких сооружений должно соответствовать установленным правилам.

10.7.11.2В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций,а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должныобеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк;одна или две лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители(автоматы) и включены круглосуточно.

Эвакуационноеосвещение должно обеспечивать в помещениях и проходах освещенность не менее 0,5лк на уровне пола.

10.7.11.3Аварийное и рабочее освещение в нормальном режиме должно питаться от разныхнезависимых источников питания. При отключении рабочих источников питания на АСаварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторнуюбатарею или другой независимый источник питания.

Присоединениек сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этомуосвещению, запрещается.

Сетьаварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток. Светильникиэвакуационного освещения должны быть присоединены к сети, не зависящей от сетирабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещенияоно должно переключаться на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторнуюустановку.

10.7.11.4Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сетинапряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическимтоком - не выше 12 В.

Вилкиот 12 до 42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметьнадписи с указанием величины напряжения.

10.7.11.5Запрещается установка ламп мощностью больше допустимой для данного типа светильников.Запрещается снятие рассеивателей, экранирующих и защитных решеток светильников.

10.7.11.6Сеть освещения АС должна получать питание через стабилизаторы или от отдельныхтрансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимыхпределах.

Напряжениена лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболееудаленных ламп сети внутреннего освещения, а также прожекторных установокдолжно быть не более 5 % номинального напряжения; у наиболее удаленных лампсети наружного и аварийного освещения и в сети от 12 до 42 В - не более 10 %(для люминесцентных ламп - не более 7,5 %).

10.7.11.7В коридорах распределительных устройств, имеющих два выхода, и в проходныхтуннелях освещение должно быть выполнено с двусторонним управлением.

10.7.11.8На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках,автоматах) должны быть надписи с наименованием присоединения, а напредохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки.

10.7.11.9У дежурного персонала должны быть схемы сети освещения и запас плавкихкалиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный иоперативно-ремонтный персонал даже при наличии аварийного освещения должен бытьснабжен переносными электрическими фонарями.

10.7.11.10Очистку светильников должен выполнять по графику специально обученный персонал.Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных условий.

Сменуламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на АС долженпроводить персонал электроцеха или специально обученный персонал других цехов.В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживаниясветильников с соблюдением мер безопасности.

10.7.11.11Осмотр и проверка осветительной сети должны проводиться в следующие сроки:

-проверка действия автомата аварийного освещения - не реже одного раза в месяц вдневное время;

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

-измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатацию и в дальнейшемпо мере необходимости;

-испытание изоляции стационарных трансформаторов от 12 до 42 В - один раз в год,переносных трансформаторов и светильников от 12 до 42 В - два раза в год.

Обнаруженныепри проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

10.7.11.12Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного ирабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции должныпроводиться при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем - по графику,утвержденному главным инженером АС.

10.7.12 Система аварийного электроснабжения

10.7.12.1Система аварийного электроснабжения энергоблоков АС, имея в своем составеавтономные источники электропитания, распределительные и коммутационные устройства,должна обеспечивать электроснабжение потребителей систем безопасности АС вовсех режимах работы атомной станции, в том числе при потере рабочих и резервныхисточников питания от энергосистемы.

10.7.12.2САЭ АС должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями документов:

-«Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийногоэлектроснабжения атомных станций»;

-«Руководство по техническому обслуживанию резервных дизельных электрическихстанций АС»;

-РД «Дизель-генераторные установки атомных станций. Общие техническиетребования»;

-типовые инструкции по испытаниям и опробованиям дизель-генераторов [28- 30];

-«Инструкция по эксплуатации и техническому обслуживанию агрегатовбесперебойного питания на атомных станциях» [31],а также других нормативных документов, действующих в атомной энергетике.

10.7.12.3САЭ АС должна быть принята в эксплуатацию до физического пуска энергоблока.

10.7.12.4Приемка в эксплуатацию САЭ АС осуществляется после успешного проведениякомплексных испытаний, включающих проверку подсистем (элементов) САЭ: агрегатовбесперебойного питания, аккумуляторных батарей, дизель-генераторов, автоматикиступенчатого пуска механизмов при обесточении собственных нужд АС, обратимыхдвигателей-генераторов.

Объемкомплексных испытаний САЭ должен соответствовать требованиям нормативныхдокументов, действующих в атомной энергетике.

10.7.12.5САЭ АС должна находиться в режиме постоянной готовности к обеспечениюэлектроснабжения систем безопасности, который включает в себя:

-проведение регулярных осмотров оперативным персоналом находящегося в работеоборудования и контроль за его состоянием по проектным средствам измерений идиагностики;

-периодические освидетельствования и проведение периодических испытанийоборудования САЭ на соответствие проектным показателям в режимах, максимальноимитирующих аварийные или близкие к ним, если условия безопасности ограничиваютвозможность прямых и полных проверок.

10.7.12.6Состояние САЭ во всех эксплуатационных и аварийных режимах энергоблока, на всехместах управления и контроля должно контролироваться и отображаться в полномобъеме в соответствии с проектом.

10.7.12.7Дизель-генераторы резервной дизельной электрической станции должны находиться впостоянной готовности к автоматическому и дистанционному запуску с БЩУ, поместу и автоматическому принятию нагрузки.

10.7.12.8Аккумуляторные батареи САЭ должны быть полностью заряжены, готовы к работе инаходиться в режиме подзаряда от выпрямительных устройств. Эксплуатацияаккумуляторных батарей должна осуществляться в соответствии с требованиями 10.5настоящего стандарта.

10.7.12.9Запрещается подключение непроектных потребителей к секциям и сборкам САЭнезависимо от режима работы энергоблока и состояния САЭ, даже временно.

10.7.12.10Опробования и испытания подсистем САЭ должны производиться по графику,утвержденному главным инженером АС. Объем, периодичность и порядок опробованийи испытаний должны соответствовать требованиям заводской, нормативной иэксплуатационной (инструкциям, программам опробований и испытаний) документации.

Припроведении опробований и испытаний САЭ должны выполняться эксплуатационныеусловия, которые не позволяют привести к нарушению пределов безопаснойэксплуатации АС.

10.7.12.11Проверки подсистем САЭ проводятся по рабочим программам, разработанными на АС иодобренным местной инспекцией Ростехнадзора. В программах проверки подсистемСАЭ должны четко указываться критерии приемки и действия, которые должны бытьпредприняты в случае несоблюдения указанных критериев и при отступлении отпроекта.

10.7.12.12Ежегодно в период останова энергоблока на плановый ремонт или перегрузкутоплива САЭ должна подвергаться комплексным испытаниям с запуском механизмов пообесточению собственных нужд и от аварийного технологического сигнала (МПА).

10.7.12.13Техническими и организационными мерами должен быть исключен несанкционированныйдоступ в помещения и сооружения, в которых размещены подсистемы (оборудование)САЭ.

10.7.12.14Положение ключей управления автоматики и блокировок, питающих элементов САЭдолжны соответствовать режиму постоянной готовности к обеспечениюэлектроснабжения систем безопасности.

Должныбыть приняты меры по недопущению несанкционированного изменения положенияключей.

10.7.12.15При работе реакторной установки на мощности допускается вывод из работы одногоканала САЭ с обязательным выполнением требований технологического регламента поэксплуатации энергоблока АС и на время, определенное технологическимрегламентом, при этом должна быть подтверждена работоспособность других каналовсистем безопасности.

10.7.12.16На каждой АС должна быть разработана техническая документация по эксплуатацииСАЭ на основании требований проектной документации, технологического регламентапо эксплуатации энергоблока АС, правил и норм в атомной энергетике и других нормативныхдокументов.

10.7.12.17Для анализа состояния оборудования САЭ на АС должны фиксироваться:

-случаи возникновения аварийных ситуаций, связанных с повреждением, выходом изстроя и нарушениями в работе САЭ;

-случаи отказов при эксплуатации оборудования САЭ, сопровождающиеся нарушениемтребований технологического регламента, инструкций по эксплуатации, условийбезопасной эксплуатации АС;

-ресурс оборудования САЭ.

Сведенияи результаты анализов должны обобщаться в установленном порядке.

10.7.13 Электролизные установки

10.7.13.1При эксплуатации электролизных установок должны контролироваться:

-напряжение и ток на электролизерах;

-давление водорода и кислорода;

-уровни жидкости в аппаратах;

-разность давлений между системами водорода и кислорода;

-температура электролита в циркуляционном контуре и температура газов вустановках осушки;

-влажность водорода после установок осушки;

-чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещенияхустановки.

Нормальныеи предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены наоснове заводской документации и проведенных испытаний и соблюдаться приэксплуатации.

10.7.13.2Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключениепреобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклоненияхот установленного режима:

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

-содержании водорода в кислороде 2 %;

-содержании кислорода в водороде 1 %;

-давление в системах выше номинального;

-межполюсных коротких замыканиях;

-однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральнымотводом газов);

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

Приавтоматическом отключении электролизной установки, а также повышениитемпературы электролита в циркуляционном контуре до 70 °С (еслизаводом-изготовителем не оговорена другая температура), при увеличениисодержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиковгазоанализаторов до 1 % на щит управления должен подаваться сигнал.

Послеполучения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднеечем через 15 мин.

Повторныйпуск установки после отключения ее технологической защитой долженосуществляться персоналом только после выявления и устранения причиныотключения.

10.7.13.3Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должнаосматриваться не реже одного раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадкидолжны регистрироваться в журнале (картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.

Приосмотре установки оперативный персонал должен проверять:

-соответствие показателей дифференциального манометра-уровнемера уровням воды врегуляторах давления работающего электролизера;

-положение уровня воды в регуляторах давления отключенного электролизера;

-наличие воды в гидрозатворах;

-расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);

-нагрузку и напряжение на электролизере;

-давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

-давление инертного газа в ресиверах.

10.7.13.4Для проверки правильности автоматических газоанализаторов один раз в суткидолжен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водородав кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторовсоответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч.

10.7.13.5На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительныеклапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального.Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не режеодного раза в 6 мес, а предохранительные клапаны на ресиверах - не реже одногораза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотомили чистым воздухом.

10.7.13.6На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверы, а также натрубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки должныбыть установлены газоплотные обратные клапаны.

10.7.13.7Для питания электролиза должна применяться вода, по качеству соответствующаядистилляту (обессоленная вода, конденсат). При этом удельная электрическаяпроводимость воды должна быть не более 5 мкСм/см (или удельное сопротивление -не менее 200 кОм/см).

Дляприготовления электролита в соответствии с действующими стандартами долженприменяться гидрат окиси калия (КОН): технический высшего сорта, поставляемый ввиде чешуек, или марок ЧДА, Ч.

10.7.13.8Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть нениже 99 %, а кислорода - не ниже 98 %.

Подъемдавления газов в аппаратах до номинального значения разрешается только последостижения указанной чистоты водорода и кислорода.

10.7.13.9Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80 °С, а разностьтемператур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера не выше 20 °С.

10.7.13.10При использовании кислорода для нужд АС его давление в ресиверах должноавтоматически поддерживаться ниже давления водорода в них.

10.7.13.11Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны бытьпродуты азотом. Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5 %. Продувкасчитается законченной, если содержимое азота в выдуваемом воздухе достигает 97%.

Запрещаетсяпродувка аппаратуры электролизеров углекислым газом.

10.7.13.12Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода,должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера поотношению к давлению в ресиверах не менее чем на 50 кПа (0,5 кгс/см²).

10.7.13.13Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислыйгаз или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, покасодержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85 %, а привытеснении водорода - 95 %.

Вытеснениевоздуха или водорода азотом должно проводится, пока содержание азота ввыдуваемом газе не достигнет 97 %.

Принеобходимости внутреннего осмотра ресиверов они должны предварительнопродуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе недостигнет 20 %.

Азотили углекислый газ должен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижнейчасти содержание водорода не достигнет 99 %.

10.7.13.14В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться:

-плотность электролита - не реже одного раза в месяц;

-напряжение на ячейках электролизеров - не реже одного раза в 6 мес;

-действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации исостояние обратных клапанов - не реже одного раза в 3 мес.

10.7.13.15При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключениеадсорберо-осушителей должно выполняться по графику.

Температураводорода после установки осушки должна быть не выше минус 5 °С.

Дляоттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.

10.7.13.16При отключении электролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлятьаппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышенияразности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена.

Приотключении электролизной установки на срок до 4 ч давление газов в аппаратахдолжно быть снижено до значения от 10 до 20 кПа (от 0,1 до 0,2 кгс/см²),а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы должны быть продутыазотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизераиз работы при обнаружении неисправности.

10.7.13.17При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении второгов резерве клапаны выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервномэлектролизере должны быть открыты.

10.7.13.18Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматурыдолжны проводиться один раз в 6 мес.

Текущийремонт, включающий вышеупомянутые работы, а также разборку электролизеров сзаменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектныхдеталей, должен осуществляться один раз в 3 года.

Капитальныйремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах должен проводитьсяодин раз в 6 лет.

Приотсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальныхпараметров технологического режима допускается удлинение срока работыэлектролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решениюглавного инженера АС.

10.7.13.19Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии сдействующим стандартом «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательнаяокраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки»; окраска аппаратов должнавыполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраскаресиверов - светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводовсоответствующего газа.

11 Оперативно-диспетчерское управлениепроизводством и потреблением тепловой и электрической энергии

11.1 Оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС

11.1.1 Общие задачи и организация управленияэнергообъектами

11.1.1.1В каждой энергосистеме, объединенной и единой энергосистемах организованокруглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работойэлектростанций, электрических и тепловых сетей независимо от их формсобственности, задачами которого являются:

-планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем,обуславливающих бесперебойность энергоснабжения потребителей;

-обеспечение устойчивости энергосистем;

-выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;

-обеспечение экономичности работы энергосистем и рационального использованияэнергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

-предотвращение и ликвидация аварий и других технологических нарушений припроизводстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии итепла.

11.1.1.2На каждом энергообъекте (АС, электрической сети, тепловой сети и подстанциях спостоянным обслуживающим персоналом) должно быть организовано круглосуточноеуправление оборудованием, задачами которого являются:

-ведение требуемого режима работы;

-производство переключений, пусков и остановов;

-локализация аварий и восстановление режима работы энергосистем, тепловых сетей;

-подготовка к производству ремонтных работ и ввода оборудования в работу.

11.1.1.3Диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре,предусматривающей разделение функций оперативного управления и ведения между отдельнымиуровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

Начальниксмены АС в оперативном отношении подчиняется диспетчеру соответствующегофилиала Системного оператора - центрального диспетчерского управления единойэнергетической системы (объединенного диспетчерского управления илирегионального диспетчерского управления). Взаимоотношения между АС ивышестоящим уровнем диспетчерского управления устанавливаются соответствующимположением.

11.1.1.4Функции диспетчерского управления выполняются:

-в единой энергосистеме - ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»;

-в объединенной энергосистеме - филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»-ОДУ;

-в энергосистеме - филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»-РДУ;

-в электрической сети - центрами управления сетями;

-в тепловой сети -диспетчерская служба этой сети;

-на атомных станциях - начальник смены АС.

11.1.1.5Для каждого уровня диспетчерского управления установлены две категорииуправления оборудованием и сооружениями - оперативное управление и оперативноеведение.

11.1.1.6В оперативном управлении дежурного диспетчера СО должны находитьсяоборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты,аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средствадиспетчерского и технологического управления, операции с которымиоперативно-диспетчерский персонал данного уровня выполняет непосредственно илиоперации с которым требуют координации действий подчиненного оперативногоперсонала, согласованных изменений на нескольких объектах.

Операциис указанным оборудованием и устройствами должны производиться по распоряжениюили непосредственно диспетчером, в оперативном управлении которого находятсяданные оборудование и устройства.

11.1.1.7В оперативном ведении дежурного диспетчера СО должны находиться оборудование,теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратурасистем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского итехнологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние ирежим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций иэнергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройкупротивоаварийной автоматики.

Операциис указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешениядежурного диспетчера.

11.1.1.8В узлах каждой АС все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование иустройства АС и сетей должны быть распределены по уровнямоперативно-диспетчерского управления.

11.1.1.9Оперативный персонал АС в части обеспечения надежности параллельной работы АС всоставе энергосистемы по существующим линиям электропередач, отходящих от АС,обязан руководствоваться документами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (его филиалов),введенными в действие приказами эксплуатирующей организации АС и атомнойстанции.

11.1.1.10Взаимоотношения персонала различных уровней диспетчерского управления должныбыть регламентированы типовыми положениями и инструкциями, согласованными иутвержденными в установленном порядке.

11.1.1.11Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться с диспетчерских пунктови щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологическогоуправления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемамии оперативно-технической документацией по списку, утвержденному главныминженером АС.

11.1.1.12Все оперативно-диспетчерские переговоры, оперативно-диспетчерская документацияна всех уровнях диспетчерского управления должны вестись с применением единойобщепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

Диспетчерскиепереговоры на всех уровнях управления и оперативные переговоры персонала АС поканалам связи должны автоматически фиксироваться на магнитном или электронномносителе.

Накаждой АС - объекте оперативно-диспетчерского управления и каждом уровнеоперативно-диспетчерского управления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (его филиалов)разрабатываются инструкции по ведению оперативных переговоров и записей,производству оперативных переключений и ликвидации аварийных режимов с учетомспецифики и структурных особенностей энергосистемы.

11.1.1.13В эксплуатирующей организации АС должен быть организован круглосуточныйоперативный контроль работы АС в части:

-обеспечения выполнения объема производства электроэнергии и тепловой энергииатомными станциями;

-состояния основного оборудования энергоблоков;

-выполнения графиков ремонтных работ и соответствия графиков ремонтных работподанным заявкам;

-организации системы оказания экстренной помощи АС;

-непревышения пределов безопасной эксплуатации энергоблоков АС, состояния систембезопасности и радиационной обстановки на промплощадке АС, в СЗЗ и ЗН;

-выполнения расчетных диспетчерских графиков несения электрической нагрузки,баланса ФСТ по выработке электроэнергии.

11.1.1.14Функции оперативного контроля в эксплуатирующей организации АС выполняетдежурный персонал Кризисного центра.

11.1.2 Планирование режимов работы энергообъектов

11.1.2.1При планировании режима обеспечивается:

-сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций с учетомвнешних перетоков энергосистем;

-эффективность принципов управления режимом и функционирования системпротивоаварийной и режимной автоматики;

-надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии итепла;

-выполнение годовых графиков ремонтов основного оборудования энергопредприятий.

11.1.2.2Планирование режима осуществляется на основе:

-данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭСРоссии за предыдущие дни и периоды;

-прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС, ЕЭС России на планируемый период;

-результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровнейнапряжения в электрических сетях энергосистем ОЭС и ЕЭС России, которые должныпроводиться два раза в год в рабочие дни июня и декабря;

-данных о вводе новых генерирующих мощностей, теплоисточников и сетевыхобъектов;

-данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

-данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

-данных гидравлического расчета тепловых сетей.

11.1.2.3Долгосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы иэнергопредприятия осуществляется для характерных периодов года (годовоймаксимум нагрузок, летнее время, период паводка, отопительный период и т.п.).

Долгосрочноепланирование предусматривает:

-составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощностина часы максимума нагрузок;

-составление сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточников иприсоединений тепловой нагрузки;

-определение и выдачу максимума электрической нагрузки и потребленияэлектрической энергии и тепла, располагаемой мощности электростанций итеплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использованияустановленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

-составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудованияэлектростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты иавтоматики;

-разработку схем соединений электростанций, электрических и тепловых сетей длянормального и ремонтного режимов;

-расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новыхгенерирующих мощностей и сетевых объектов энергосистемы и выбора параметровнастройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

-расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоковмощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи(сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;

-расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимовэлектродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающейспособности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимнойавтоматики;

-расчеты технико-экономических характеристик электростанций, теплоисточников,электрических и тепловых сетей для оптимального ведения режима;

-уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима ииспользованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

-определение потребности в новых устройствах автоматики.

11.1.2.4Краткосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистем,электростанций, котельных, тепловых и электрических сетей производится супреждением от одних суток до одной недели.

Краткосрочноепланирование предусматривает:

-прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС России, ОЭС и энергосистемы;

-прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и котельных, а также расходатеплоносителя в тепловых сетях;

-оптимальное распределение нагрузки между ОЭС, энергосистемами, электростанциямии отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемныхперетоков и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС, энергосистемы,электростанции;

-решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования сучетом мероприятий по безопасному и надежному ведению режима, изменениюпараметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

11.1.2.5Суточные расчетные диспетчерские графики активной нагрузки в точках генерации ирезерва мощностей ЕЭС России, ОЭС, энергосистем и электростанций, а такжеграфики межсистемных перетоков выдаются соответствующему диспетчеру послеутверждения главным диспетчером ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (ОДУ, РДУ).

Атомныестанции, имеющие теплофикационные установки и теплосети, составляют графикитепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха, которыеутверждаются главным инженером АС.

11.1.2.6В установленные сроки составляются и выдаются согласованные суточные графикинагрузок АС с учетом состава работающего основного оборудования, состоянияэлектрических сетей и режима работы энергосистемы.

Вслучае несогласия с заданным графиком нагрузки атомная электростанция передаетАО-энерго (или правоприемнику АО-энерго по соответствующему вопросу послереструктуризации ОАО «РАО ЕЭС России») (далее - АО-энерго) и в эксплуатирующуюорганизацию мотивированные возражения. АО-энерго, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»,рассмотрев эти возражения АС, после согласования с эксплуатирующей организациейв оперативном порядке сообщает через АО-энерго окончательный график нагрузкиАС, который является обязательным для выполнения.

11.1.2.7Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования исооружений АС на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативови заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласованы с ОДУ илиОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и утверждены в установленном порядке.

Изменениегодовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительныхслучаях по согласованию с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОДУ с утверждением изменений вустановленном порядке.

11.1.2.8Режим работы АС должен удовлетворять требованиям безопасной их эксплуатации.

Длякаждой АС разрабатываются годовые и квартальные (с разбивкой по месяцам)графики капитальных, средних и текущих ремонтов, суточные графики активнойнагрузки, графики напряжения на сборных шинах АС, выполняются расчеты токовкороткого замыкания и устойчивости параллельной работы АС с энергосистемой сопределением настройки релейной защиты и противоаварийной автоматики;разрабатываются инструкции по ведению режима АС, оперативным переключениям,использованию и эксплуатации устройств релейной защиты и противоаварийнойавтоматики, предотвращению и ликвидации аварий.

11.1.2.9Годовые и месячные графики капитальных и текущих ремонтов сетевогооборудования, устройств релейной защиты, систем противоаварийной автоматики,средств связи и телемеханики, находящихся в оперативном ведении диспетчераэнергосистемы (РДУ, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») и влияющих на выдачу мощности инадежность работы станции, разрабатываются АС и представляются в АО-энерго вустановленные сроки. Рассмотренные АО-энерго, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (пооперативной подведомственности оборудования) графики ремонтов указанногооборудования после взаимного согласования с АС и последующего утверждения черезАО-энерго передаются атомной электростанции. Сроки указанных ремонтов повозможности должны совмещаться с планируемыми остановами соответствующихэнергоблоков.

11.1.2.10В каждой энергосистеме на основе заданий ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОДУ ежегодноразрабатываются и утверждаются графики ограничения потребителей и отключениянагрузки при недостатке электроэнергии и мощности.

11.1.3 Управление режимами работы энергообъектов

11.1.3.1АС обязана в нормальных условиях выполнять расчетный диспетчерский графикактивной нагрузки в точках генерации. В случае отклонения от диспетчерскогографика нагрузки начальник смены станции должен немедленно сообщить диспетчеруРДУ об отклонениях и вызвавших его причинах, а также принять все необходимыемеры для вхождения в заданный график.

Принеобходимости оперативного изменения нагрузки АС (разгрузки, загрузки илиотключения блока АС) начальник смены АС должен предварительно сообщить об этомдиспетчеру энергосистемы.

11.1.3.2Диспетчер РДУ, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» через начальника смены АС имеет правоизменить график нагрузки АС в аварийных режимах энергосистемы (ОЭС, ЕЭСРоссии), при недопустимых для работы энергосистемы и АС отклонениях частоты, атакже при аварийных отключениях или перегрузке отдельной линии электропередачиили оборудования подстанции, неисправности устройств РЗА и ПА, влияющих нанадежность работы или выдачу мощности АС, в соответствии с Положением овзаимоотношениях АС с соответствующим АО-энерго и заключенными договорами.

Повышениеили снижение нагрузки энергоблоков АС производится в соответствии стехнологическими регламентами эксплуатации энергоблоков АС.

11.1.3.3При необходимости ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме, связанной соснижением запасов устойчивости, превышением допустимых пределов загрузки линийи оборудования, а также уровней частоты и напряжения, диспетчер РДУ, ОДУ, ОАО«СО-ЦДУ ЕЭС» имеет право дать команду начальнику смены АС на аварийнуюразгрузку (или загрузку) АС по активной мощности, а начальник смены АС долженее выполнить с соблюдением требований технологического регламента поэксплуатации энергоблоков АС.

11.1.3.4Регулирование частоты и мощности в ЕЭС России или в отдельно работающих ОЭС(энергосистемах) должно осуществляться электростанциями, подключенными ксистеме автоматического регулирования частоты и мощности.

11.1.3.5При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности(отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулированиедолжно осуществляться энергосистемами или электростанциями по распоряжениюдиспетчера ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (для раздельно работающих ОЭС или энергосистем - пораспоряжению диспетчера ОДУ или РДУ).

ЭнергоблокиАС эксплуатируются в базовом (80-100 % номинальной мощности) режиме. Атомныеэлектростанции к оперативному регулированию частоты в ЕЭС не привлекаются, еслиэто не предусмотрено технологическим регламентом безопасной эксплуатацииэнергоблоков АС, т.е. не применяется многократное изменение нагрузки АС втечение одних суток при отклонениях частоты в энергосистеме.

11.1.3.6При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС России илиизолированно работающей ОЭС (энергосистемы) вводит в действие имеющиеся резервымощности.

Вслучае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся мощностииспользованы, диспетчер обеспечивает восстановление нормальной частоты путемограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

11.1.3.7При значениях перетоков мощности по межсистемным связям выше аварийнодопустимых диспетчер ОЭС (энергосистемы), принимающей мощность, послемобилизации резервов мощности, разгружает связи путем отключения потребителей.

11.1.3.8При аварийных отклонениях частоты персонал АС должен самостоятельно приниматьмеры к ее восстановлению, действуя в соответствии с требованиямитехнологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС, аварийныхинструкций и Положений (инструкций) по взаимоотношениям АС с АО-энерго.

11.1.3.9Обо всех изменениях нагрузки энергоблоков АС, вызванных распоряжениямидиспетчеров АО-энерго, состоянием оборудования и другими причинами начальниксмены АС немедленно информирует начальника смены Кризисного центра.

11.1.3.10Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер ОАО «СО-ЦДУЕЭС», а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах - диспетчеры ОДУ илиРДУ. 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.

11.1.3.11Регулированием напряжения на шинах АС должны быть обеспечены:

-соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудованияэлектростанций и сетей;

-необходимый запас устойчивости энергосистем;

-минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

11.1.3.12Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться вконтрольных пунктах в соответствии с утвержденными на каждый квартал графикаминапряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения отпараметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Регулированиенапряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики ителемеханики, а при их отсутствии - оперативным персоналом энергопредприятияпод контролем диспетчера предприятия электрических сетей, РДУ, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУЕЭС».

Напряжениена сборных шинах АС должно поддерживаться оперативным персоналом АС в пределахсогласованного диапазона изменением реактивной мощности генераторов. Графикинапряжений задаются энергосистемой не реже, чем один раз в квартал. ДиспетчерРДУ, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» имеет право, в зависимости от складывающейсяобстановки в энергосистеме, оперативно корректировать заданный графикнапряжения.

11.1.3.13Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером ОАО «СО-ЦДУЕЭС» или ОДУ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этихпунктах утверждаются главным диспетчером ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»или ОДУ. Переченьпунктов, напряжение которых контролируются диспетчером РДУ, предприятияэлектрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулированияв них утверждаются главным инженером энергообъединения, энергопредприятия.

11.1.3.14Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержаниезаданного давления и температуры теплоносителя в контрольных точках (пунктах).

11.1.3.15Регулирование в тепловой сети должно осуществляться автоматически или вручнуюпутем воздействия на:

-работу энергоустановок источников и потребителей тепла;

-гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимовработы насосных станций и теплоприемников;

-режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительныхустановок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

11.1.4 Управление оборудованием энергообъектов

11.1.4.1Оборудование энергоустановок, принятых в эксплуатацию, должно находиться водном из четырех оперативных состояний: работе, резерве, ремонте иликонсервации.

11.1.4.2Оперативные переключения на оборудовании и устройствах, вывод из работы вплановый ремонт, резерв или для производства испытаний оборудования иустройств, находящихся в оперативном управлении или ведении РДУ, ОДУ, ОАО«СО-ЦДУ ЕЭС», а также снижение их нагрузки и ввод в работу оформляютсянезависимо от наличия утвержденных планов оперативной заявкой в энергосистему вустановленные сроки и с разрешения дежурного диспетчера РДУ, ОДУ или ОАО«СО-ЦДУ ЕЭС».

Снижениемощности АС, связанное с требованием ее безопасной эксплуатации, необходимостьюпроведения ремонта оборудования, отключением или перегрузкой отдельных линий,профилактическими мероприятиями или испытаниями, должно быть оформленосоответствующими заявками, подаваемыми станцией в эксплуатирующую организациюАС и РДУ (ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») в установленные сроки.

11.1.4.3Испытания, в результате которых возможно изменение нагрузки АС, перетоков поВЛ, уровней напряжения, отключение оборудования, влияющего на нагрузку АС иперетоки по ВЛ, а также ложная или излишняя работа РЗА и ПА, должны проводитьсяна основании программ, утвержденных эксплуатирующей организацией исогласованных энергосистемой, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (по принадлежности) в частиопераций с оборудованием и устройствами, находящимися в их оперативномуправлении или ведении, с оформлением оперативной заявки.

11.1.4.4В случае явной опасности для людей или при повреждениях оборудования, требующихнемедленного отключения, оперативный персонал АС имеет право самостоятельновывести аварийно из работы или резерва оборудование, находящееся в оперативномуправлении или ведении диспетчера РДУ, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», с последующимнезамедлительным уведомлением диспетчера РДУ. В этом случае, а также приотключении оборудования действием защит, оперативный персонал АС черездиспетчера РДУ оформляет аварийную заявку на ремонт оборудования с указаниемсрока окончания ремонта, которая принимается к сведению.

Принеобходимости производства ремонта на выведенном из работы оборудовании должнабыть оформлена соответствующая оперативная заявка.

11.1.4.5Разрешение на вывод или перевод в ремонт основного оборудования АС,находящегося в ведении или управлении энергосистемы, ОЭС, ЕЭС, должно бытьполучено в установленном порядке.

11.4.6Порядок подачи плановых, неплановых, неотложных и аварийных заявок на вывод изработы оборудования в ремонт, резерв или для производства испытаний и полученияразрешений определяется Положением о порядке передачи оперативной информации вконцерн «Росэнергоатом», Росатом, Ростехнадзор, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» о работеатомных станций.

11.1.4.7Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования илиний электропередачи, а также вывода реактора на МКУ, пуском турбины и наборомна них требуемой нагрузки, должно быть включено в срок ремонта, разрешенного позаявке.

Еслипо какой либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок,длительность ремонта должна быть сокращена, а дата включения оставатьсяпрежней. Решение о продлении срока заявки принимают руководителиэксплуатирующей организации и Главный диспетчер ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

11.1.4.8Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из работы и резерва илииспытания могут быть выполнены лишь с разрешения соответственно начальникасмены АС (диспетчера АС), дежурного диспетчера РДУ, ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»непосредственно перед выводом из работы и резерва оборудования или передпроведением испытаний.

11.1.4.9Персонал АС не имеет права без разрешения начальника смены АС, диспетчера РДУ,ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» 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 которыхрасположена на двух и более объектах, должна выполняться одновременно на всехобъектах.

11.1.4.10Начальник смены АС при изменениях схем электрических соединений долженпроверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит,системы противоаварийной и режимной автоматики.

11.1.4.11Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления атомнойстанцией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытияоперативной заявки.

Еслипо режиму работы не требуется включения оборудования, то по окончании ремонтныхработ начальник смены АС заявляет указанное оборудование в резерв.

11.1.5 Предупреждение и ликвидация нарушений вэнергосистеме, тепловой сети

11.1.5.1Основными задачами оперативно- диспетчерского управления при ликвидациинарушений в энергосистеме являются:

-предотвращение развития нарушений, исключение поражения персонала и поврежденияоборудования, не затронутого технологическим нарушением;

-срочное восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметровотпускаемой потребителям электроэнергии;

-создание наиболее надежной послеаварийной схемы системы в целом и отдельных еечастей;

-выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможностивключение его в работу.

11.1.5.2Для предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы должныприменяться системная автоматика отключения нагрузки в энергосистемах,принимающих мощность, и автоматическая разгрузка электростанций в энергосистемах,выдающих мощность. В случае отказа автоматических устройств персонал долженбыть готов к действиям вручную.

11.1.5.3На каждом диспетчерском пункте РДУ, щите управления АС (энергоблока АС) ирабочих местах с дежурством персонала должны быть местные инструкции попредотвращению и ликвидации нарушений в энергосистеме, которые составляются всоответствии с типовой инструкцией и инструкцией вышестоящего органаоперативно-диспетчерского управления.

Планыликвидации нарушений в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктовдолжны быть согласованы с местными органами власти.

11.1.5.4Распределение функций по ликвидации нарушений между диспетчерами ОАО «СО-ЦДУЕЭС», ОДУ, РДУ, предприятий сетей и оперативным персоналом атомныхэлектростанций должно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Дляускорения ликвидации нарушений в энергосистеме и тепловой сети местномуоперативному персоналу должна быть предоставлена максимальнаясамостоятельность.

11.1.5.5Ликвидацией нарушения в зависимости от района его расположения долженруководить диспетчер ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОДУ, РДУ, диспетчера электрической илитепловой сети.

11.1.5.6Ликвидация нарушений в электрической части АС, устройствах релейной защиты ипротивоаварийной автоматике, находящихся в оперативном ведении диспетчера РДУ,(ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») и затрагивающих режимы работы энергосистемы или вэнергосистеме, затрагивающих электрическую часть АС, производится подруководством диспетчера РДУ, ОДУ или ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в соответствии сдействующими инструкциями по ликвидации нарушений в энергосистеме. Ликвидациейнарушений на АС должен руководить начальник смены атомной станции.

11.1.5.7Запрещается приемка и сдача смены во время ликвидации нарушений. Пришедший насмену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящеголиквидацией нарушений. При ликвидации нарушений в зависимости от их характера впорядке исключения допускается передача смены с разрешения вышестоящегооперативного персонала.

Приемкаи сдача смены во время переключений, пуска и останова оборудования допускаетсятолько с разрешения вышестоящего оперативного дежурного иадминистративно-технического персонала.

11.1.5.8Распределение обязанностей между оперативным персоналом при ликвидациинарушений, переключениях, пуске и останове оборудования должно бытьрегламентировано инструкциями.

11.1.5.9Оперативный персонал даже в присутствии лиц из административно-техническогоперсонала несет личную ответственность за правильность действий при ликвидациинарушений, единолично принимая решения и осуществляя мероприятия повосстановлению нормального режима.

11.1.5.10В случае необходимости вышестоящее лицо из оперативного илиадминистративно-технического персонала имеет право поручить руководство ликвидациейнарушения в энергосистеме, тепловой сети другому лицу или взять руководство насебя, сделав запись в оперативном журнале об этом.

11.1.5.11Система регистрации диспетчерских переговоров на всех уровнях управления иоперативных переговоров персонала АС по каналам связи должна сохранятьработоспособность и обеспечивать сохранение информации в условиях нарушений вэнергосистеме, тепловой сети, нарушений в работе АС, проектных и запроектныхаварий.

11.1.6 Требования к оперативным электрическимсхемам энергообъектов

11.1.6.1Схемы электрических соединений ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций,настройка средств релейной защиты и автоматики для нормальных и ремонтныхрежимов должны обеспечивать:

-надежное электроснабжение потребителей;

-устойчивую работу энергосистем, ОЭС и ЕЭС России;

-соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым для оборудования;

-экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;

-соответствие качества электроэнергии, отпускаемой потребителям, требованиямстандарта;

-локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключениепотребителей минимальной мощности.

11.1.6.2Схемы собственных нужд переменного и постоянного тока электростанций должнывыбираться с учетом обеспечения их надежности в нормальных, ремонтных иаварийных режимах путем:

-секционирования шин;

-автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех напряженийпри исчезновении на ней напряжения;

-обеспечения самозапуска всех ответственных электродвигателей, кратковременнооставшихся без питания, от резервного источника питания (при действииустройства АВР основных шин СН);

-распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действияустройств АВР при исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего ирезервного питания должны быть присоединены к разным секциям распределительногоустройства;

-распределения механизмов СН по секциям из условия минимального нарушения работыэлектростанции в случае выхода из строя любой секции;

-обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхронной работе шин(частей) электростанции (секционирование шин высокого напряжения, выделениеэнергоблоков на отдельную линию, выполнение схем деления энергосистемы);

-обеспечения полного или частичного отделения питания механизмов СНэлектростанции от энергосистемы с наименьшей потерей рабочей мощности припонижении частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе.

11.1.6.3Запрещается присоединение посторонних потребителей (поселков и пр.) к шинамраспределительных устройств СН АС.

11.1.6.4Нормальные и ремонтные схемы электрических соединений АС должны утверждатьсяглавным инженером АС, а схемы энергосистемы - главным инженеромэнергообъединения.

Указанныесхемы ежегодно должны согласовываться с органом диспетчерского управления, вчьем оперативном ведении или оперативном управлении находится входящее в нихоборудование.

11.1.6.5АС обязаны обеспечить исправную работу устройств телеизмерений ителесигнализации, приборов и систем коммерческого учета электроэнергии имощности, необходимых для надежного ведения режима энергосистемой, а такжесвоевременную передачу оперативных данных о параметрах электрического режима АС(суммарная активная нагрузка АС и отдельных энергоблоков, напряжение на шинах,показания счетчиков электрической энергии и др.).

11.1.6.6При возникновении нарушений в электрической части АС или энергосистемы, АС позапросу АО-энерго представляет сведения и обосновывающие материалы, необходимыедля расследования причин нарушений и разработке мероприятий по ихпредотвращению.

11.1.7 Оперативный персонал энергобъектов

11.1.7.1К оперативному персоналу энергообъединения (ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС», ОДУ, РДУ иэнергосистемы), энергопредприятия (тепловые сети, тепловые электростанции) и АСотносятся:

-оперативный персонал - персонал, непосредственно воздействующий на органыуправления оборудования и осуществляющий управление и обслуживание оборудованияв соответствии с утвержденным графиком дежурств;

-оперативно - ремонтный персонал - ремонтный персонал с правом эксплуатационногообслуживания и выполнения оперативных переключений на оборудовании и всистемах;

-руководящий оперативный персонал в смене: начальник смены АС, дежурный инженер(диспетчер) тепловой сети;

-дежурный персонал Кризисного центра эксплуатирующей организации;

-дежурный диспетчер ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС», ОДУ, РДУ энергосистемы.

11.1.7.2Оперативный персонал должен вести безопасный, надежный и экономичный режимработы оборудования АС, энергосистемы в соответствии с производственными идолжностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящегооперативного персонала.

11.1.7.3Оперативный персонал во время дежурства несет ответственность за правильноеобслуживание и безаварийную работу оборудования, а также за чистоту и порядок взакрепленной за ним зоне обслуживания.

11.1.7.4При нарушениях режима работы, повреждениях оборудования, возникновении пожара,обнаружении дефектов, угрожающих повреждением оборудования, оперативный персоналдолжен немедленно принять меры к восстановлению нормального режима работы илиликвидации предаварийной ситуации (аварии) и предотвращению развития аварии, атакже сообщить о происшедшем вышестоящему оперативному лицу и лицам изруководящего административно-технического персонала в соответствии сутвержденным списком.

11.1.7.5Распоряжение вышестоящего оперативного персонала по вопросам, входящим в егокомпетенцию, обязательно к исполнению подчиненным оперативным персоналом.

Распоряжениядиспетчера энергосистемы оперативным персоналом АС должны выполнятьсянезамедлительно. В случае, если начальник смены АС усматривает в распоряжениидиспетчера энергосистемы явную ошибку, опасность для жизни людей, сохранностиоборудования или ядерной безопасности, он обязан сделать обоснованноевозражение и не выполнять распоряжение. О своем отказе выполнить распоряжениедиспетчера энергосистемы начальник смены АС должен немедленно доложить своемуруководству.

Оперативныйперсонал АС несет полную ответственность за необоснованное невыполнение илизадержку выполнения распоряжений диспетчера энергосистемы, а диспетчерэнергосистемы - за обоснованность распоряжения.

Начальниксмены АС обязан немедленно информировать дежурного диспетчера энергосистемы оботключениях линий электропередачи и оборудования, срабатываниях релейнойзащиты, и автоматики, нарушениях нормальной работы оборудования и устройств,находящихся в оперативном ведении или управлении диспетчера энергосистемы, РДУ,ОДУ или ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС», а также нарушениях режима работы основного ивспомогательного оборудования АС, приведших или могущих привести к снижению еенагрузки.

11.1.7.6Оборудование, находящееся в оперативном управлении или оперативном ведениивышестоящего оперативного персонала, не может быть включено в работу иливыведено из работы без его разрешения, за исключением случаев явной опасностидля людей и оборудования.

11.1.7.7В распоряжениях диспетчера энергосистемы по изменению режима работыоборудования, энергосистемы должны быть указаны значение изменяемого параметраи время, к которому оно должно быть достигнуто.

11.1.7.8Распоряжение руководства АС своему оперативному персоналу по вопросам, входящимв компетенцию АО-энерго, РДУ, ОДУ (ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС»), касающиеся надежностипараллельной работы энергосистем, устройств релейной защиты, противоаварийнойавтоматики, АРЧМ, средств диспетчерского и технологического управления, должнысогласовываться с АО-энерго, РДУ, ОДУ (ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС»).

11.1.7.9Ответственность за необоснованную задержку выполнения распоряжения вышестоящегооперативного персонала несут лица, не выполнившие распоряжение, а такжеруководители, санкционировавшие это невыполнение или задержку.

11.1.7.10В случае, если распоряжение вышестоящего оперативного персонала представляетсяпочиненному оперативному персоналу неверным, он должен немедленно доложить обэтом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения дежурный долженего выполнить с записью в оперативном журнале.

Запрещаетсявыполнять распоряжения вышестоящего оперативного персонала, которые могутугрожать жизни людей, сохранности оборудования, ядерной и радиационнойбезопасности, привести к потере питания собственных нужд электростанции илиобесточиванию особо ответственных потребителей. Об отказе выполнить распоряжениедолжно быть сообщено вышестоящему персоналу.

11.1.7.11Лица из числа оперативного персонала, не находящиеся на дежурстве, могут бытьпривлечены к выполнению работ по обслуживанию оборудования в рамках ихдолжностной инструкции и только с разрешения соответствующего руководящегооперативного персонала, находящего в смене.

11.1.7.12Замена одного лица из числа оперативного персонала другим в случаенеобходимости допускается с разрешения лица, утвердившего график дежурств, и суведомлением соответствующего руководителя из числа оперативного персонала.

Запрещаетсядежурство в течение двух смен подряд.

11.1.7.13Каждый работник из числа оперативного персонала, приступая к работе, долженпринять смену от предыдущего работника, а после окончания работы сдать смену следующемупо графику работнику из числа оперативного персонала.

Запрещаетсяуход с дежурства без сдачи смены.

11.1.7.14При приемке смены работник из числа оперативного персонала должен:

-ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы оборудования, находящегося вего оперативном управлении или ведении, в объеме, определяемом соответствующимиинструкциями;

-получить сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым необходимовести особо тщательное наблюдение для предупреждения нарушений в работе, и обоборудовании, находящемся в резерве и ремонте;

-выяснить, какие работы выполняются по нарядам и распоряжениям на закрепленномза ним участке;

-проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений, оперативнуюдокументацию и документацию рабочего места;

-ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее со своегопредыдущего дежурства;

-принять рапорт от подчиненного персонала и доложить непосредственному начальникупо смене о вступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

-оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомости за своей подписьюи подписью сдающего смену.

11.1.7.15Оперативный персонал должен периодически в соответствии с инструкциейопробовать действие технологической, пожарной, предупредительной и аварийнойсигнализации, средств связи, а также проверять правильность показаний часов нарабочем месте и т.д.

11.1.7.16Оперативный персонал должен по утвержденным графикам осуществлять переход срабочего на резервное оборудование, производить опробование и профилактическиеосмотры оборудования.

11.1.7.17Оперативный персонал во время смены (дежурства) по разрешению соответствующегоруководителя из числа оперативного персонала может кратковременно привлекатьсяк ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от исполненияобязанностей на рабочем месте и записью в оперативном журнале. При этом должныбыть соблюдены требования правил техники безопасности.

11.1.8 Средства диспетчерского и технологическогоуправления энергообъектами

11.1.8.1Диспетчерские управления, энергообъединения, атомные станции, электрическиеподстанции должны быть оснащены средствами СДТУ в соответствии с действующиминормативными документами. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное ихфункционирование и готовность к действию при установленном качестве передачиинформации в нормальных и аварийных режимах энергосистем.

11.1.8.2Аппаратура 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.

11.1.8.3Эксплуатация оборудования высокого напряжения высокочастотных каналовтелефонной связи и телемеханики по линиям электропередачи (конденсаторы связи,реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антеннойсвязи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтровприсоединения) должна осуществляться персоналом, обслуживающим установкивысокого напряжения.

11.1.8.4Техническое обслуживание и поверка датчиков (преобразователей) телеизмерений,включаемых в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, должныпроизводиться персоналом соответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологическогообеспечения.

11.1.8.5Перечень устройств и оборудования, обслуживаемых производственнымиподразделениями СДТУ АС, с указанием границ обслуживания должен быть утвержденглавным инженером АС.

Взаимодействиямежду подразделениями и предприятиями, границы обслуживания СДТУ определяютсяРД «Организация технического обслуживания, эксплуатации и строительства средствдиспетчерского и технологического управления на объектах атомной энергетики», атакже документами, разработанными на его основе.

11.1.8.6Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть обеспечено:

-центральными узлами средств управления (ЦУСУ) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОДУ, РДУ;

-Кризисным центром концерна «Росэнергоатом»;

-цехами (службами) средств диспетчерского и технологического управления на АС.

Вцелях обеспечения бесперебойной работы СДТУ должно быть организованокруглосуточное дежурство оперативного персонала.

11.1.8.7Средства диспетчерского и технологического управления должны быть обеспеченыгарантированным электропитанием в соответствии с действующими нормативнымидокументами.

11.1.8.8Средства регистрации оперативных переговоров должны обеспечивать круглосуточнуюзапись переговоров всех диспетчерских каналов связи, щитов управления,начальников смен цехов и иметь коммутирующий аппаратный резерв.

Средстварегистрации переговоров должны обеспечивать хранение записей в течение одногомесяца и иметь возможность переноса информации на внешний носитель.

11.1.8.9Цеха (службы) и участки СДТУ должны иметь и вести эксплуатационные документы всоответствии с действующими нормативными документами.

Вводв работу и эксплуатация вновь построенных и реконструированных радиорелейныхлиний и средств радиосвязи (УКВ и КВ радиостанций) должны быть организованы всоответствии с действующими нормативными документами.

11.1.8.10Структура и качественные показатели производственных телефонных сетей всехуровней должны соответствовать действующим нормативным документам по системамавтоматизированной производственной телефонной связи.

11.1.8.11Устройства проводной связи должны быть защищены от опасных и мешающих влиянийэлектроустановок высокого напряжения в соответствии с действующими нормативнымидокументами.

11.1.8.12Порядок и периодичность измерений уровня мешающих воздействий и помех долженбыть установлен инструкциями. При обнаружении воздействий и помех, мешающихнормальному функционированию средств связи, должны приниматься меры по ихустранению.

11.1.8.13На линиях электропередачи, по которым организованы высокочастотные каналы связии телемеханики, при работах, требующих наложения заземления, должны применятьсяпереносные заземляющие высокочастотные заградители.

11.1.8.14Вывод из работы средств диспетчерской связи, систем телемеханики, системпередачи данных, видеоконференцсвязь, каналов связи с Кризисным центром долженбыть оформлен заявкой по установленной форме.

11.1.8.15Способ выполнения и режим эксплуатации электрических цепей от датчиков(преобразователей) телеизмерений и телесигнализации до устройства приема иобработки информации должны исключать помехи, приводящие к искажению этойинформации.

11.1.8.16Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питаниянапряжением 220 В должно измеряться мегаомметром от 1000 до 2500 В и быть нениже 10 МОм.

11.1.8.17Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанцияхи диспетчерских пунктах должны применяться специальные общие ключи илиотключающие устройства. Отключение цепей телеуправления и телесигнализацииотдельных присоединений должно производиться на разъемных зажимах, либо наиндивидуальных отключающих устройствах. Все операции с общими ключамителеуправления и индивидуальными отключающими устройствами в цепяхтелеуправления и телесигнализации разрешается выполнять только по указанию илис ведома диспетчера.

11.1.8.18На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и пультов СДТУ должны бытьнадписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскиминаименованиями, а на установленной на них аппаратуре - надписи или маркировка.Провода внешних устройств телемеханики должны иметь маркировку, соответствующуюисполнительным связям.

11.1.8.19Персонал производственных подразделений, обслуживающий СДТУ, долженпериодически осматривать аппаратуру в соответствии с производственнымиинструкциями, обращая особое внимание на правильность положения переключающихустройств и состояние сигнализации неисправностей.

Ответственностьза сохранность и чистоту внешних поверхностей устройств и оборудования СДТУ АСнесет оперативный персонал соответствующих цехов АС, в помещениях которыхустановлены устройства и оборудование.

11.1.8.20Полные или частичные плановые проверки и ремонт СДТУ должны выполняться поутвержденному графику.

11.1.8.21Все неисправности и неправильные действия СДТУ должны незамедлительноустраняться, учитываться и анализироваться в установленном порядке.

Вслучае неправильного действия устройств, их повреждения или отклоненияпараметров от нормированных показателей должны проводиться дополнительнаяпроверка и устранение указанных нарушений с уведомлением диспетчера ивышестоящей службы СДТУ.

11.1.8.22Каждая ячейка резервной дизельной электрической станции систем безопасностидолжна быть оборудована устройствами оперативной двухсторонней громкоговорящейсвязью с БЩУ и РЩУ и общестанционной телефонной связью. Данное требованиераспространяется на РДЭС систем безопасности, предназначенные для эксплуатациив режимах ожидания, автономной продолжительной работы, входящие в состав АС.

11.1.8.23Устройства телефонной связи оперативного персонала, размещаемые в помещениях сповышенным уровнем шума (машинные залы, РДЭС) должны быть помещены взвукоизолированную кабину и дополнительно оснащаться вызывной световойсигнализацией, установленной вне кабины.

11.2 Организация системы связи управленияэксплуатацией и противоаварийными действиями на АС

11.2.1Передача оперативной информации о работе АС на все уровни управленияэксплуатирующей организации, осуществление контроля за ведением заданногорежима энергоблока и обеспечения условий безопасной эксплуатации АС, управлениепротивоаварийными действиями должно обеспечиваться Комплексной системой связиуправления эксплуатацией и противоаварийными действиями на АС.

11.2.2Комплексная система связи управления эксплуатацией и противоаварийнымидействиями на АС является системой, обеспечивающей безопасную эксплуатацию АС иуправление противоаварийными действиями в случае возникновения ЧС.

11.2.3Комплексная система связи управления эксплуатацией и противоаварийнымидействиями на АС должна использовать все доступные сети общего пользования,выделенные, технологические сети и сети специального назначения, базироватьсяна использовании постоянно действующих и дополнительных каналов связи,основных, резервных и аварийных средств, систем и комплексов связи,телекоммуникаций.

Управлениепротивоаварийными действиями должно обеспечиваться устойчивой, бесперебойнойсвязью.

Связьпри управлении противоаварийными действиями должна иметь приоритет при передачеи приеме информации в целях противоаварийного управления.

11.2.4При чрезвычайных ситуациях порядок использования каналов связи с АС в частиприоритетности предоставления прав на управление коммутационным оборудованием ираспределение частотной полосы пропускания цифровых каналов определяетКризисный центр.

11.2.5Для обеспечения связи в чрезвычайных ситуациях должны быть -созданы тритерриториально разнесенных узла связи в защищённых пунктах управленияпротивоаварийными действиями:

ЗПУПДАС;

ЗПУПДгорода;

ЗПУПДрайона эвакуации АС.

Связьна маршрутах передвижений осуществляется из подвижного пункта управления РАРили подвижного узла связи АС.

Системысвязи в защищенных пунктах управления противоаварийными действиями должнысохранять работоспособность в случае выхода из строя узла связи АС.

Обслуживаниеи поддержание работоспособности узлов связи во всех ЗПУПД осуществляется цехом(службой) СДТУ АС.

11.2.6На направлениях связи должно предусматриваться следующее количество каналовсвязи:

-АС - Кризисный центр - постоянно действующий наземный цифровой канал связи илине менее двух аналоговых магистральных каналов связи и не менее двух (включаяаварийные) направления по спутниковой связи, а также от двух до трехмагистральных наземных канала связи, выделяемых во временную аренду по заявкеКризисного центра;

-АС - РДУ (ОДУ) - 2 независимых цифровых канала связи, организованных погеографически разнесенным трассам или в разных физических средах передачи;

-Кризисный центр - Центры технической поддержки, Аварийно-технический центр (г.Нововоронеж), ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - не менее одного наземного или радиорелейногоа каналсвязи, обеспечивающего передачу цифровой информации со скоростью, не менее 256кбит/с и канал прямой диспетчерской связи;

-Кризисный центр - Ситуационный кризисный центр Росатома и Кризисный центр -Информационно-аналитический центр Ростехнадзора - один цифровой канал соскоростью не менее 512 кбит/с и канал диспетчерской связи.

11.2.7Цифровые каналы связи АС - Кризисный центр должны обеспечивать передачуинформации со скоростью не менее 256 кбит/с в каждом направлении. Наземныеканалы связи организуются по территориально разнесенным трассам.

Переченьканалов и их количество, используемых в интересах АС и не оканчивающиеся вКризисном центре, определяется руководством АС в соответствии с требованияминормативных документов.

11.2.8 Трафик магистральных испутниковых каналов связи в направлениях Кризисный центр - АС и Кризисный центр- Центры технической поддержки должен включать видео, телефонную (не менее трехудаленных телефонных абонентских номера, соединительных линии или прямыхтелефонных каналов в зависимости от технических возможностей узлов связи,обеспечивающих прием каналов) связь и передачу данных по одному или несколькимосновным цифровым каналам в зависимости от фактической пропускной способностииспользуемого канала связи.

11.2.9 Каналы связи,обеспечивающие безопасность эксплуатации АС, должны резервироваться изаводиться на узлы связи ЗПУ ПД с возможностью коммутации их на повседневныйузел связи. Их перечень определяется руководством АС и согласуется с Кризиснымцентром.

Основными каналами связи,обеспечивающими управление противоаварийными действиями и связь группы ОПАС,являются проводные (радиорелейные) каналы. Спутниковые и радиоканалыиспользуются в случае нарушений в работе наземных каналов или недостатканаземных каналов. Для решения отдельных целевых задач используются каналырадиосвязи (транкинговой, сотовой, конвенциальной и другие).

Все цифровые каналы связи,определенные руководством эксплуатирующей организации АС, должны шифроваться сиспользованием сертифицированных криптографических средств.

11.2.10 Дополнительныеканалы, выделяемые в срочную временную аренду в экстренных ситуациях натерритории Российской Федерации, должны использоваться для организациителефонной связи по методу удаленного абонента с включением абонентских номеровАТС №710-хх-хх в качестве соединительных линий или каналов прямой телефоннойсвязи, включаемые в коммутаторы АТС или пульты оперативной связи. Для приемадополнительных каналов узлы связи АС и Кризисного центра должны оснащатьсядополнительным оборудованием каналообразования и техническими средствами,позволяющими включить транслируемые абонентские номера, соединительные линииили прямые каналы в оконечное или каналообразующее оборудование узлов связи ЗПУПД АС и ЗПУ ПД города с последующей возможностью их проключения на АТС АЭС,коммутатор управления связью АС.

11.2.11 Средства связи должнынаходиться в состоянии постоянной готовности для выполнения возложенных на нихзадач в соответствии с НП «Положение о порядке объявления аварийной обстановки,оперативной передачи информации и организации экстренной помощи атомнымстанциям в случае радиационно опасных ситуаций».

В целях повышения живучести инадежности системы связи управления эксплуатацией и противоаварийнымидействиями на АС должна обеспечиваться возможность оперативной коммутацииканалов связи.

Средства радиосвязи АС игруппы ОПАС не должны влиять на работу систем безопасности и друг друга.

11.2.12 Организацияоповещения участников аварийного реагирования и связь управленияпротивоаварийными действиями проводится на основе:

- внутриобъектовыхнормативных документов о функционировании системы оповещения, связи и передачиданных, согласованных с взаимодействующими органами, с которыми должна бытьопределена и внедрена необходимая номенклатура и количественные характеристикиоборудования связи;

- плана и схемы связи, обменаданными при управлении противоаварийными действиями;

- порядка функционированиялокальной системы оповещения в интересах управления противоаварийнымидействиями.

В данных документах поорганизации связи, передачи данных в ходе аварийного реагирования и обеспечениязадач взаимодействия в соответствии с планом связи должны быть определены:

- места расположения узловсвязи АС и местных узлов связи;

- организация и обеспечениесвязи взаимодействия;

- организация и обеспечениеконфиденциальной связи;

- режимы работы средств связии передачи данных;

- сроки готовности связи понаправлениям, задачам и видам;

- график наращивания сил исредств связи и передачи данных по мере усложнения аварийной обстановки;

- таблицы состава радиосетейи радионаправлений взаимодействия с радиоданными;

- данные по организацииспутниковой и радиорелейной связи.

11.3 Контроль и учет электрической энергии имощности

11.3.1 Требованиякоммерческого учета на рынке электрической энергии и мощности определяютсядействующими правилами оптового рынка электрической энергии (мощности),регламентом коммерческого учета электрической энергии оптового рынкаэлектроэнергии и договорами (контрактами) на поставку (покупку) электроэнергиии мощности между субъектами рынка.

При этом долженобеспечиваться учет количества переданной (полученной) электрической энергии имощности, а также инструментальное определение потерь электроэнергии при еепередаче.

Учет должен обеспечивать получениеданных по сальдо перетокам субъектов рынка, выработке, отпуску и потреблению, атакже по межгосударственным перетокам.

11.3.2 В соответствии стребованиями Договора присоединения к торговой системе ОРЭ у всех субъектовоптового рынка должны быть созданы автоматизированныеинформационно-измерительные системы контроля и учета электрической энергии имощности (АИИС КУЭ), соответствующими техническим требованиям на АИИС КУЭсубъекта оптового рынка электрической энергии (мощности).

АИИС КУЭ должны максимальноиспользоваться в целях обеспечения эффективности оперативно-технологического иоперативно-коммерческого управления режимами работы АЭС в составе единойэнергосистемы.

11.3.3 АИИС КУЭ должныобеспечивать получение данных о средних 30-минутных значениях электрическоймощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за календарные сутки инакопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц, год и т. д.).

11.3.4 Средства измеренияАИИС КУЭ должны быть метрологически аттестованы в соответствии с действующиминормативными документами.

Метрологическое обеспечениесредств измерения АИИС КУЭ должно осуществляться в соответствии п. 5.8настоящего стандарта.

Запрещается эксплуатироватьсредства измерений, не прошедшие метрологическое обслуживание - калибровку(поверку) или с недействительными (просроченными или поврежденными) оттискамикалибровочных (поверительных) клейм.

11.3.5 Функционирование АИИСКУЭ должно обеспечиваться на основе сбора и передачи информации отэнергообъектов по структуре, соответствующей, как правило, структуре системысбора и передачи информации диспетчерского и технологического управления:

- атомная станция -энергосистема - объединенное диспетчерское управление - центральноедиспетчерское управление;

- атомная станция - эксплуатирующаяорганизация АС.

11.3.6 АИИС КУЭ на всехуровнях управления должны быть защищены от несанкционированного доступа кинформации и ее произвольного изменения, как путем пломбирования отдельныхэлементов, так и программными средствами.

11.3.7 В условиях эксплуатациидолжна обеспечиваться работа измерительных трансформаторов в требуемом классеточности. В схемах учета на всех ВЛ напряжением 110 кВ и выше должныприменяться трехфазные трехэлементные счетчики электроэнергии странсформаторами тока в каждой фазе. На каждую единицу учета должен бытьзаведен паспорт-протокол.

11.3.8 АИИС КУЭ на всехуровнях должны быть оснащены системами точного астрономического времени игарантированным электропитанием.

11.4 Ведение оперативных переговоров

11.4.1 Оперативные переговоры- отдача и прием команд, распоряжений, передача и прием устной информации,непосредственно связанные с управлением и ведением технологических процессовпри прямом устном контакте, а также с использованием имеющихся на АСтехнических средств оперативной связи, включая:

- телефонную;

- высокочастотную;

- оперативнуюгромкоговорящую;

- командно-поисковую;

- резервную внутри объектовуюрадиосвязь;

- другие применяемые на АСтехнические средства связи.

Приведенные ниже общиетребования относятся к оперативным переговорам с использованием техническихсредств оперативной связи.

11.4.2 При веденииоперативных переговоров:

- начинать переговоры следуетс наименования должности и фамилии лица, ответившего на вызов. Затем себяназывает вызывающее лицо. При переговорах с использованием прямых каналов связируководителям АС и вышестоящему оперативному персоналу называть должность необязательно;

- отдавать оперативныераспоряжения следует кратко и четко. Лицо, получившее распоряжение (команду),обязано повторить его содержание и получить подтверждение, что распоряжение(команда) понято правильно. Отданное или полученное распоряжение должныфиксироваться в оперативных журналах руководителя и исполнителя;

- после выполненияраспоряжения (команды) следует доложить лицу, отдавшему распоряжение, о еговыполнении с указанием времени и содержания выполненных операций. Оперативныйруководитель должен повторить содержание доклада, а передающий долженподтвердить, что сообщение принято правильно. Информация о выполнении распоряжениядолжна фиксироваться в оперативных журналах руководителя и исполнителя.

11.4.3. Переговоры сдиспетчерскими службами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалов (ОДУ, РДУ) должнывестись с применением высокочастотной оперативной связи и в соответствии сустановленным ОДУ или РДУ порядком ведения оперативных переговоровдиспетчерским персоналом и дежурными работниками энергообъектов в операционнойзоне ОДУ или РДУ.

Запрещаетсяпри оперативных переговорах отступление от установленных диспетчерскихобозначений оборудования, присоединений и устройств.

11.4.4 Надежность иработоспособность технических средств оперативной связи обеспечивается службойСДТУ АС, которая осуществляет:

- техническое обслуживание иремонт этих средств;

- опробования и испытания этихсредств в соответствии с утвержденными графиками по утвержденным программам;

- принятие срочных мер поустранению неисправностей и дефектов в этих системах.

Служба СДТУ АС такжеобеспечивает исправную работу установленных на АС устройств автоматическойзаписи оперативных переговоров с использованием технических средств оперативнойсвязи и осуществляет хранение записей оперативных переговоров в течение срока,установленного на АС в зависимости от важности этих переговоров.

11.4.5 На АС должны бытьопределены лица, ответственные за организацию и периодический контроль веденияоперативных переговоров, их документирование в соответствии с установленнымитребованиями.

11.4.6При приеме-сдаче смены оперативный персонал должен проверять наличие иработоспособность технических средств оперативной связи, имеющихся на рабочихместах.

11.4.7 На АС должны бытьопределены технические средства оперативной связи, используемые для оперативныхпереговоров различных уровней.

Не следует вести неслужебныепереговоры по оперативным каналам связи.

Не допускается предоставлятьсредства оперативной связи лицам, не находящимся на дежурстве, за исключениемлиц, выполняемых работы по программам или привлеченным к ликвидации аварийныхситуаций.

11.4.8 В случае аварийнойситуации следует предоставлять преимущество применения всех средств связиоперативному персоналу, связанному с ликвидацией аварийной ситуации.

11.4.9 Оперативныепереговоры, ведущиеся во время противоаварийных тренировок, следует начинатьсловом «тренировка». В случае возникновения аварийной ситуации тренировкуследует прекратить, оповестив об этом оперативный персонал. Переговоры,ведущиеся во время противоаварийных тренировок, в оперативной документации нефиксируются.

11.4.10 Применять станционнуюгромкоговорящую связь следует для обеспечения внутренней связи при ведениитехнологического процесса, в случае необходимости быстрого поиска или вызоваработника, передачи распоряжений (команд) оперативному персоналу, а также вслучаях, когда необходимо сделать сообщение, касающееся всего оперативногоперсонала.

11.4.11 Применять резервнуювнутри объектовую радиосвязь следует при частичном или полном выходе из строяпроводных средств связи или при их отсутствии в местах производства работ.

При ведении оперативныхпереговоров с использованием радиостанций резервной внутри объектовойрадиосвязи следует пользоваться позывными, определенными для каждого рабочегоместа.

На АС должны быть определеныпомещения и места, в которых использование носимых радиостанций, включаятелефоны сотовой связи не допускается.

Оперативные переговоры порадиосвязи должны фиксироваться в оперативных журналах с отметкой «по радио».

В случае аварийной ситуациирадиосвязью должен пользоваться только персонал, участвующий в ликвидацииаварийной ситуации, остальные радиостанции могут включаться только в режимеприема.

11.5 Оперативные переключения на АС

11.5.1 Общие требования к оперативнымпереключениям, выводу из работы и вводу в работу оборудования

11.5.1.1Все оперативные переключения должны проводиться в соответствии с требованиямитехнологического регламента безопасной эксплуатации энергоблока АС, инструкцийпо эксплуатации, инструкции по оперативным переключениям, программ и бланковпереключений и фиксироваться в оперативной документации.

11.5.1.2На АС должны быть разработаны перечни работ, выполняемых по программам иперечни переключений, выполняемых по бланкам переключений.

Перечниутверждаются главным инженером АС.

Перечнидолжны корректироваться с учетом ввода нового, модернизации или демонтажа оборудования,изменения электрических и технологических схем, схем РЗА, технологических защити автоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться один раз в 3 года. Копииперечня должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персонала цехаи АС.

11.5.1.3 Переключения наоборудовании разрешается выполнять персоналу, знающему его схему, расположение,обученному правилам выполнения операций, прошедшему проверку знаний идопущенному к самостоятельной работе.

Работники, проходящиедублирование, могут выполнять переключения только под непосредственнымконтролем персонала, имеющего право на переключения.

Выполнение переключений (дажеотдельных операций) другими лицам, не имеющим на это права, не допускается.

11.5.1.4На АС должна быть разработана и утверждена главным инженером инструкция пооперативным переключениям.

Винструкции по оперативным переключениям должны быть указаны порядок полученияразрешения на переключения от лица, в чьем оперативном ведении находится оборудование,выдачи распоряжения на переключения лицом, в чьем оперативном управлениинаходится оборудование, оформления разрешений и распоряжений в зависимости отстепени потенциально возможных отказов и отклонений от нормальной эксплуатациипри их выполнении и влияния оборудования, на котором производятся переключения,на устойчивость работы энергоблока, ядерную, радиационную и техническуюбезопасность.

НаАС (в инструкции по оперативным переключениям) должен быть разработан иутвержден главным инженером перечень систем (оборудования), в котором должнобыть определены:

-принадлежность систем (оборудования) к системам нормальной эксплуатации,системам, важным для безопасности или системам безопасности;

-должностные лица подразделения АС, за которым закреплена система(оборудование);

-должностные лица подразделения АС, ответственного за ремонт и техническоеобслуживание оборудования;

-должность административного персонала, уполномоченного принимать решение позаявкам на вывод из работы и ввод в работу системы (оборудования);

-должность оперативного персонала, в оперативном ведении которого находитсясистема (оборудование);

-должность оперативного персонала, в оперативном управлении которого находитсясистема (оборудование).

11.5.1.5 Влияющие на безопасностьАС работы (испытания), не предусмотренные технологическим регламентом иинструкциями по эксплуатации, должны проводиться по программам, согласованнымразработчиками проекта РУ и АС, утвержденным эксплуатирующей организацией.

11.5.1.6 Главным инженером АСвыдается разрешение на переключения:

- не предусмотренныеинструкциями по эксплуатации оборудования;

- изменяющие режим работыэнергоблока в целом;

- изменяющие режим работыоборудования, не имеющего резервирования и отключение которого приводит к изменениюмощности энергоблока (основного оборудования);

- на оборудовании,переключения на котором входят в перечень ядерно-опасных работ;

- на вывод из работы(резерва) оборудования систем автоматического пожаротушения.

- на вывод из работыоборудования, влияющего на нагрузку в случае отсутствия предусмотренногопроектом резервирования;

- на вывод из работы и ввод вработу технологических защит или блокировок основного оборудования, а такжеоборудования систем безопасности.

Разрешение на такиепереключения оформляется в оперативном журнале НС АС (дежурного диспетчера АС)или НСБ (НСО).

11.5.1.7 Руководителем(уполномоченным лицом) подразделения, за которым закреплена соответствующаясистема (оборудование), выдается разрешение на переключения:

- приведенные в п. 11.12.1.6;

- связанные с вводом в работуи выводом из работы систем (оборудования), важных для безопасности;

- на вывод из работы и ввод вработу технологических защит или блокировок оборудования систем, важных длябезопасности, а также оборудования, закрепленного за подразделением;

- связанные с гидравлическимии пневматическими испытаниями оборудования и трубопроводов;

- связанные с работами,выполняемыми по программам переключений.

Такое разрешение оформляетсяв оперативном журнале персонала, в оперативном управлении которого находитсясистема (оборудование).

11.5.1.8Вывод из работы (резерва) оборудования, защит или блокировок осуществляется позаявкам, которые подаются и рассматриваются в установленном на АС порядке иоформляются в журнале заявок, который должен находиться, как правило, нарабочем месте оперативного персонала, в оперативном ведении которого находитсясоответствующее оборудование.

Заявкиподаются руководителем (уполномоченным представителем) подразделения, закоторым закреплено соответствующее оборудование или руководителем(уполномоченным представителем) подразделения, ответственного за ремонт итехническое обслуживание данного оборудования.

Еслизаявка подается подразделением, ответственным за ремонт и техническоеобслуживание оборудования или технологических защит и блокировок, то необходимосогласование такой заявки руководителем (уполномоченным представителем)подразделения, за которым закреплено соответствующее технологическоеоборудование.

Припроведении переключению по выводу оборудования из работы (резерва) и вводу егов работу (резерв) в оперативном журнале персонала, в оперативном управлениикоторого находится это оборудование, делается ссылка на разрешенную заявку.

Перечнируководителей (уполномоченных лиц) подразделений, за которыми закрепленооборудование и подразделений, ответственных за ремонт и техническоеобслуживание оборудования, должны находиться на рабочих местах оперативногоперсонала, в оперативном ведении которого находится соответствующееоборудование.

11.5.1.9Бланки переключений составляются на основании инструкций по эксплуатации ипрограмм.

Формабланков переключений, порядок их заполнения и работы по ним должны быть указаныв инструкции АС по оперативным переключениям.

11.5.1.10Для часто повторяющихся переключений на АС могут применяться заранеесоставленные типовые программы работ, типовые бланки переключений.

Типовыебланки переключений могут использоваться для составления рабочих бланковпереключений с учетом состояния схемы на момент начала переключений.

Типовыебланки переключений и программы работ должны пересматриваться не реже одногораза в 3 года и корректироваться в связи с модернизацией, изменениеминструкций, схем, защит, блокировок и автоматики.

Типовыебланки переключений и типовые программы работ могут оформляться как приложенияк инструкциям по эксплуатации систем и оборудования, пересматриваться икорректироваться вместе с ними.

11.5.1.11В программах и бланках переключений должны быть установлены порядок и последовательностьопераций при проведении переключений.

11.5.1.12Переключения по бланкам переключений должны выполнять не менее двух лиц, изкоторых одно является контролирующим.

Контролирующим,как правило, должен быть старший по должности оперативный или административныйработник. Ответственность за правильность переключений возлагается наисполнителя и контролирующего переключения.

11.5.1.13 В распоряжении опереключениях должны быть указаны цель переключений и последовательностьопераций с необходимой степенью детализации.

Исполнителю переключенийдолжно быть одновременно выдано не более одного задания на проведениеоперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

11.5.1.14При ликвидации технологических нарушений, нарушений в работе оборудованияразрешается производить переключения без программ, бланков переключения пораспоряжению лица, ответственного за ликвидацию нарушения, с последующейзаписью в оперативном журнале после ликвидации нарушения.

Принеобходимости по распоряжению лица, ответственного за ликвидацию нарушения,такие переключения могут выполняться единолично.

11.5.1.15Запрещается начинать плановые оперативные переключения за полчаса до окончаниясмены и в первые полчаса после начала смены.

Допускаетсявыполнение переключений за полчаса до окончания смены и в первые полчаса посленачала смены по особому распоряжению главного инженера (заместителя главногоинженера) АС, а также в аварийных ситуациях.

11.5.1.16Типовые бланки и программы переключений должны храниться наравне с другойоперативной документацией.

Срокихранения использованных бланков переключения и программ устанавливаютсяинструкцией по хранению служебной документации АС, разрабатываемой на основетребований НД.

11.5.2 Переключения в электрических установках

11.5.2.1Все изменения в схемах электрических соединений электроустановок, выполненныепри производстве переключений, а также места установки заземлений должны бытьотражены на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончаниипереключений.

11.5.2.2Все переключения в электроустановках, имеющих неисправные блокировочныеустройства безопасности, должны выполняться по программам и/или бланкампереключений.

11.5.2.3Типовые программы и бланки переключений должны быть скорректированы при измененияхв главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с вводомнового оборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования,реконструкцией распределительных устройств, а также при включении новых илиизменениях в установленных устройствах РЗА.

11.5.2.4При планируемых изменениях схемы и режимов работы энергосистемы и изменениях вустройствах РЗА производственными службами ОДУ (РДУ), в управлении которыхнаходится оборудование и устройства РЗА, должны быть заранее разработанынеобходимые изменения и дополнения типовых программ и бланков переключения насоответствующих уровнях оперативного управления.

11.5.2.5Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся воперативном управлении персонала ЩДУ (РДУ), должны проводиться по егораспоряжению, а находящиеся в его ведении - с его разрешения.

Переключенияв электроустановках без распоряжения и разрешения вышестоящего оперативногоперсонала, но с последующим его уведомлением разрешается выполнять в случаях,не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар,аварийная ситуация, авария).

Припожаре и ликвидации аварии оперативный персонал должен действовать всоответствии с инструкциями АС.

11.5.2.6Любые изменения в электрических схемах, уставках и характеристиках настройкиустройств, находящихся в оперативном управлении или ведении диспетчераэнергосистемы ОДУ (РДУ) производится только по предварительному согласованию иоформляется соответствующими заявками.

11.5.2.7При исчезновении напряжения на электроустановке оперативный персонал долженбыть готов к его подаче без предупреждения.

11.5.2.8Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего всвоей цепи выключатель, должно производиться выключателем.

Разрешаетсяотключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактамисоединений КРУ (КРУН):

-трансформаторов напряжения;

-нейтралей силовых трансформаторов от 110 до 220 кВ;

-заземляющих дугогасящих реакторов от 6 до 35 кВ при отсутствии в сети замыканияна землю;

-намагничивающего тока силовых трансформаторов от 6 до 500 кВ;

-зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линийэлектропередачи;

-зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдениемтребований нормативных документов.

Вкольцевых сетях от 6 до 10 кВ разрешается отключение разъединителямиуравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряженийна разомкнутых контактах разъединителей не более 5%.

Допускаетсяотключение и включение трехполюсными разъединителями наружной электроустановкипри напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.

Допускаетсядистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ ивыше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из несколькихвыключателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника,полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушениюи обесточению подстанции.

Допустимыезначения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определенынормативными документами. Порядок и условия выполнения операций для различныхэлектроустановок должны быть регламентированы инструкциями АС.

11.5.2.9Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, запрещаетсясамовольно выводить из работы блокировки безопасности.

Вывод блокировок разрешаетсятолько после проверки на месте отключенного положения выключателей,разъединителей и заземляющих ножей и выяснения причины отказа блокировки с разрешенияуполномоченных на это лиц.

11.5.3 Переключения в технологических схемах

11.5.3.1По программам выполняются следующие работы:

-не предусмотренные инструкциями по эксплуатации оборудования или специально вних оговоренные;

-ядерно-опасные работы;

-гидравлические, пневматические испытания оборудования и трубопроводов;

-специальные испытания оборудования;

-проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации оборудования;

-ввод основного оборудования после монтажа и модернизации.

11.5.3.2В программах переключений должны быть указаны:

-цель выполнения переключений и объект переключений;

-условия выполнения работ (исходное состояние, подготовка, включая целевойинструктаж, ограничения со стороны смежных систем по режимам работы, получениеразрешения, уведомление о начале переключений);

-необходимость составления бланков переключений;

-мероприятия по подготовке к выполнению переключений;

-руководитель работ по переключениям;

-контролирующие лица за проведением переключений на каждом этапе (на конкретномоборудовании);

-персонал, непосредственно осуществляющий переключения;

-необходимость инструктажа персонала;

- последовательностьвыполнения переключений с указанием положения запорной арматуры, регулирующихорганов и элементов технологических защит, блокировок и автоматики;

-действия персонала при возникновении предаварийной, аварийной ситуации илиположения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования;

-описание конечного состояния объекта после окончания работ по переключениям;

-критерии оценки выполнения программы.

11.5.3.3В бланке переключений должны быть указаны:

-объект переключений;

-время начала и окончания переключений;

-условия, необходимые для проведения переключений, меры безопасности;

-контролирующие лица;

-сведения о персонале, выполняющем переключения переключений (должность,фамилия);

-последовательность производства переключений;

-конечное состояние (положение запорной и регулирующей арматуры после окончанияпереключений).

11.5.4 Переключения в схемах тепловой автоматики иизмерений

11.5.4.1.Переключения в цепях управления, защит и блокировок основного оборудования АС,а также оборудования, важного для безопасности (включение, отключение автоматовпитания промреле защит и блокировок, автоматов питания аппаратуры управления изащиты, операции с ключами и накладками ввода-вывода защит и блокировок, заменанеисправных блоков аппаратуры управления и защиты, установка заклинок илирасклинок на реле, снятие заклинок или расклинок с реле, вывод из работы дляпроверки канала или одного из двух комплектов аппаратуры управления и защиты)выполняются дежурным персоналом ЦТАИ под контролем НС ЦТАИ с разрешения лица, воперативном ведении которого находится оборудование, по распоряжению лица, воперативном управлении которого находится оборудование.

Вывод-вводзащит и блокировок основного оборудования и оборудования, важного длябезопасности, осуществляемый с помощью ключей, расположенных на панелях щитовуправления, выполняет оперативный персонал технологического цеха под контролемвышестоящего оперативного персонала с разрешения НС АС по распоряжению НСБ(НСО).

11.5.4.2 Вывод из работызащит, блокировок или сигнализации работающего или находящегося в резерве технологическогооборудования, не предусмотренный инструкциями по эксплуатации, долженосуществляться по разрешенным заявкам..

11.5.4.3 Переключения в цепяхзащит и блокировок оборудования, Отключение которого не приводит к изменениюмощности блока и не влияющего на безопасность (вспомогательного оборудования),выполняет оперативный персонал ЦТАИ с разрешения лица, в оперативном управлениикоторого находится оборудование.

11.4.4.4 Переключения дляпоиска «земли», в цепях питания промреле защит и блокировок производятся всоответствии с инструкцией по эксплуатации, по программе или по бланкупереключений с разрешения НСБ, НСО (НС АС).

11.5.4.5 Отключение автоматовпитания промреле и аппаратуры защит и блокировок осуществляется, как правило,во время плановых ремонтов основного оборудования энергоблока.

11.5.4.6 Переключения всборках задвижек (включение, отключение автоматов питания электрифицированнойарматуры или регуляторов), отключение или включение рубильников цепейсигнализации, отключение питания приборов ЦТАИ, проверки АВР вводов питанияприборов и аппаратуры ЦТАИ при нахождении энергоблока в ремонте производитсяперсоналом ЦТАИ с разрешения лица, в оперативном управлении которого находитсяоборудование.

11.5.4.7 Повторное включение(после автоматического отключения) автоматов питания оборудования ЦТАИ(электрифицированной арматуры, регуляторов, схем защит, блокировок,сигнализации и т.п.) разрешается производить только после проверкисопротивления изоляции на соответствие установленным нормам.

Все отключения, включенияавтоматов питания оборудования и аппаратуры ЦТАИ в обязательном порядкефиксируются в оперативных журналах НС ЦТАИ.

11.5.4.8 При работеэнергоблока на мощности цепи сигнализации должны находиться постоянно в работе.Обесточивание участков технологической сигнализации допускается кратковременнодля поиска «земли», замены неисправных ячеек сигнализации.

Переключения в цепяхтехнологической сигнализации на щитах управления (включение, отключениеавтоматов питания участков сигнализации, отключение цепей сигнализации отизмерительных приборов, замена ячеек сигнализации, выдача сигналов для проверкиработоспособности цепей сигнализации, отключение, включение рубильников цепейсигнализации электрифицированной арматуры в сборках задвижек), производятсяоперативным персоналом ЦТАИ с разрешения лица, в оперативном управлениикоторого находится оборудование.

Библиография

[1] Федеральный законРоссийской Федерации от 21.11.95 № 170-ФЗ Обиспользовании атомной энергии

[2]Федеральный закон Российской Федерации от 15.12.2002 № 184-ФЗ О техническом регулировании

[3]Федеральный закон Российской Федерации от 10.03.2001 № 15-ФЗ Об обеспечении единства измерений

[4]Утверждены Госкомприроды СССР 31.10.90 Правила охраны поверхностных вод

[5]Постановление Правительства Российской Федерации от 11.11.2002 № 796Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы ина перспективу до 2010 года»

[6]Постановление Правительства Российской Федерации от 06.10.2006 № 605Федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного комплексаРоссии на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года

[7]Федеральный закон Российской Федерации от 07.03.2001 № 24-ФЗ Об инвестиционнойдеятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальныхвложений

[8]Приказ концерна «Росэнергоатом» от 21.03.2005 № 223 Методические основы оценкиэффективности инвестиционных проектов и программ концерна «Росэнергоатом»

[9]Приказ ФГУП концерн Росэнергоатом» от 16.03.2005 № 202 Самооценкаэксплуатационной безопасности атомных станций. Руководство

[10] Федеральный законРоссийской Федерации от 09.01.96 № 3-ФЗ Орадиационной безопасности населения

[11]От 30.12.2001 № 197-ФЗТрудовой кодекс Российской Федерации

[12]Постановление Правительства Российской Федерации от 15.12.2000 № 967 Положениео расследовании и учете профессиональных заболеваний

[13]Федеральный закон Российской Федерации от 10.01.2002 № 7-ФЗ Об охране окружающей среды

[14]Федеральный закон Российской Федерации от 24.06.98 № 89-ФЗ Об отходах производстваи потребления

[15]Постановление Правительства Российской Федерации от 19.07.2007 №456 Правила физической защиты ядерных материалов, ядерных установок ипунктов хранения ядерных материалов

[16]Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2003 № 794 (сизменениями, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от27.05.2005 № 335) Положение о единой государственной системе предупреждения иликвидации чрезвычайных ситуаций (РСЧС)

[17]Приказ Росатома от 13.03.2006 № 224 О функциональной подсистеме предупрежденияи ликвидации чрезвычайных ситуаций

[18]Приказ ФГУП концерн «Росэнергоатом» от 24.03.2006 № 224 Положение о системепредупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций ФГУП концерн «Росэнергоатом»(СЧСК)

[19]Приказ ФГУП концерн «Росэнергоатом» от 29.09.2006 № 612 Положение о комиссии попредупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарнойбезопасности ФГУП концерн «Росэнергоатом» (СЧСК)

[20]Постановление Правительства Российской Федерации от 01.03.97 № 233 О перечнемедицинских противопоказаний и перечне должностей, на которые распространяютсяданные противопоказания, а также о требованиях к проведению медицинскихосмотров и психофизиологических обследований работников объектов использованияатомной энергии

[21]Федеральный закон Российской Федерации от 21.07.97 № 117-ФЗ О безопасностигидротехнических сооружений

[22]Федеральный закон Российской Федерации от 10.01.2003 № 17-ФЗ О железнодорожномтранспорте в Российской Федерации

[23]Федеральный закон Российской Федерации от 10.01.2003 № 18-ФЗ Уставжелезнодорожного транспорта Российской Федерации

[24]Приказ МПС России от 26.04.93 № ЦРБ-162 Правила технической эксплуатациижелезных дорог Российской Федерации

[25]Федеральный закон Российской Федерации от 07.03.2001 № 24-ФЗ Кодекс внутреннеговодного транспорта Российской Федерации

[26]Приказ МПС от 18.06.2003 № 25 Правила перевозки грузов на железнодорожномтранспорте

[27]Постановление Правительства Российской Федерации от 15.12.2000 № 962 Положениео государственном учете и контроле ядерных материалов

[28]ОЭ-1559/83, утверждена ВПО «Союзатомэнерго» 23.09.83 Типовая инструкцияопробований и испытаний резервных дизель-электрических станций сдизель-генераторами 15Д-100

[29]ОЭ-1560/83, утверждена ВПО «Союзатомэнерго» 23.09.83 Типовая инструкцияопробований и испытаний Резервных дизель-электрических станций АЭС сдизель-генераторами ДГ-4000

[30]ОЭ-1829/84, утверждено ВПО «Союзатомэнерго» 07.10.84 Типовая инструкцияопробований и испытаний резервных дизель-электрических станций сдизель-генераторами мощностью 5,5 МВт производства СФРЮ (ПНР)

[31]Приказ концерна «Росэнергоатом» от 26.01.99 №18 Инструкция по эксплуатации итехническому обслуживанию агрегатов бесперебойного питания на атомных станциях(с изменением №1 2000 г.)