ope_as

 

 

 

МИНИСТЕРСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

 

 

 

Утверждаю:

Министр Российской Федерации

по атомной энергии

В. Н. М и х а й л о в

9 декабря 1997г

 

 

 

ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА

ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

 

2-е издание

 

Обязательны для атомных станций, эксплуатирующих организаций АС, научно-исследовательских институтов, конструкторских бюро, проектных, строительно-монтажных, ремонтных и наладочных организаций Министерства Российской Федерации по атомной энергии, выполняющих работы и предоставляющих услуги для атомных станций.

 

 

 

МОСКВА

1998

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ББК 31.47н6

О75

 

 

 

 

 

 

О75 Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций — 2-е изд.  М: РУССЛИТ, 1998. — 304 с.

ISBN 5-86508-084-9

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ISBN 5-86508-084-9   НТЦ АТЭ, составление, 1998

 “РУССЛИТ”, оформление, 1998

Настоящие “Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций” составлены НТЦ АТЭ при участии специалистов концерна “Росэнергоатом”, Технологического Филиала концерна “Росэнергоатом”, Курской, Калининской, Белоярской АС, с учетом предложений атомных станций.

Правила рассмотрены и отредактированы комиссией в составе:

С и д о р е н к о В.А. (председателя),

И г н а т е н к о Е.И. (заместителя председателя),

А н т о н о в а Б.В. (заместителя председателя),

Р я б и н и н а В.Ф. (ответственного секретаря),

С о м о в а Б.М., С ы с о е в а М.И,

С о р о к и н а Н.М., Д а в и д е н к о Н.Н.

А н т и п о в а С.И., С а а к о в а Э.С.,

Л а р и н а Е.П., М и т р о ф а н о в а Ю.Ф.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В В Е Д Е Н И Е

“Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций” (2-е издание) частично переработаны и дополнены на основании 1-го издания настоящих Правил в соответствии с требованиями Федерального закона Российской Федерации “Об использовании атомной энергии”, “Правил принятия решений о размещении и сооружении ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения”, а также других нормативных документов, действующих в области использования атомной энергии.

“Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций”(ОПЭ АС) являются отраслевым нормативным документом, определяющим основные требования к организации и ведению безопасной, надежной и экономичной эксплуатации АС, поэтому они изложены в данном документе кратко, более конкретно они рассматриваются в правилах, нормах и других нормативных документах, действующих в области использования атомной энергии.

ОПЭ АС, как отраслевой нормативный документ, не подлежит согласованию с Госатомнадзором России (письмо Госатомнадзора России от 13 октября 1995 года № 12-06/440) и регистрации в Министерстве юстиции Российской Федерации (письмо Минюста Российской Федерации от 23 февраля 1996 года № 07-02-125-96).

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

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

Все действующие отраслевые руководящие и инструктивные материалы по вопросам организации обеспечения эксплуатации АС, а также эксплуатационные и должностные инструкции должны быть откорректированы в соответствии с требованиями настоящего издания Правил.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

ЗА ВЫПОЛНЕНИЕ “ОСНОВНЫХ ПРАВИЛ

ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

АТОМНЫХ СТАНЦИЙ”

 

 

 

1. Знание и выполнение настоящих Правил обязательно для работников атомных станций, эксплуатирующих организаций АС, научно-исследовательских институтов, конструкторских бюро, проектных, строительно-монтажных, ремонтных и наладочных организаций Министерства Российской Федерации по атомной энергии, выполняющих работы и предоставляющих услуги для атомных станций.

2. Лица, нарушившие настоящие Правила, в зависимости от характера нарушения, несут дисциплинарную, административную или уголовную ответственность, установленную должностными инструкциями (контрактами при их наличии) и действующим законодательством Российской Федерации.

3. Руководители АС, предприятий и организаций, а также их структурных подразделений несут личную ответственность за свое решение или распоряжение, принятое в нарушение настоящих Правил.

4. Руководители АС, эксплуатирующих организаций атомных станций, предприятий и организаций Министерства Российской Федерации по атомной энергии (юридические лица) при привлечении к выполнению работ для АС предприятий и организаций, не входящих в Министерство Российской Федерации по атомной энергии, должны в договорах, контрактах и других организационно-распорядительных документах предусматривать необходимость выполнения требований настоящих “Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций”.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ч а с т ь I

 

Требования к обеспечению

эксплуатации атомных станций

 

 

1. КРИТЕРИИ, ПРИНЦИПЫ И ТРЕБОВАНИЯ

ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ АС

 

1.1. Общие положения.

Атомная станция удовлетворяет требованиям безопасности, если ее радиационное воздействие на персонал, население и окружающую среду при нормальной эксплуатации и проектных авариях не приводит к превышению установленных доз облучения персонала и населения и нормативов по выбросам и содержанию радиоактивных веществ в окружающей среде, а также ограничивает это воздействие при запроектных авариях.

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

Исходя из функций безопасности нормы и правила по безопасности при использовании атомной энергии устанавливают критерии безопасности, т.е. такие значения параметров, характеристик и условий, при которых обеспечивается выполнение указанной цели. Эти критерии установлены в “Общих положениях обеспечения безопасности атомных станций”, “Правилах ядерной безопасности реакторных установок атомных станций”, “Правилах устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок” и других НД. Перечень федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, а также изменения в указанный перечень и дополнения к нему утверждаются Правительством РФ.

1.2. Система барьеров и их защита.

1.2.1. Система барьеров включает в себя:

(а) Топливную матрицу, т.е. выбор таких материалов ядерного топлива, свойства которых при нормальных условиях, аварийных ситуациях и проектных авариях были бы такими, чтобы ограничивать выход продуктов деления под оболочку ТВЭЛ, а при прямом контакте топлива с теплоносителем обеспечивать минимально-допустимое радиоактивное загрязнение теплоносителя, охлаждающего активную зону реактора.

(б) Оболочку ТВЭЛ.

Конструкционные свойства оболочки ТВЭЛ вместе с нейтронно-физическими характеристиками должны обеспечивать исключение (ослабление) повреждений ТВЭЛ с целью непревышения (ограничения) влияния ионизирующих излучений и радиоактивных продуктов на персонал, население и окружающую среду.

(в) Границы контура теплоносителя, охлаждающего активную зону реактора.

Конструкция контура, система диагностики, порядок проведения технического обслуживания и ремонта, а также другие технические и организационные меры должны обеспечить целостность контура с учетом действия защитных систем и в условиях действия возникающих напряжений и нагрузок, температурных воздействий.

(г) Герметичное ограждение локализующих систем безопасности.

Этот последний барьер на пути распространения радиоактивных продуктов и предназначен для предотвращения или ограничения распространения выделяющихся при аварии блока радиоактивных веществ и излучений за установленные проектом границы и выхода их в окружающую среду.

1.2.2. Перечень требований к системам технических и организационных мер по защите барьеров.

С учетом реализации принципа глубоко эшелонированной защиты на блоке АС должна находиться в работе система защиты барьеров.

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

 эксплуатационных пределов и условий;

— пределов и условий безопасной эксплуатации;

— пределов для проектных аварий.

Требования к системам защиты барьеров:

а) выбор в соответствии с установленными нормами площадки для размещения АС;

б) установление санитарно-защитной зоны и зоны наблюдения и организация эффективного контроля в них;

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

г) обеспечение требуемого качества элементов и систем блока и выполняемых работ;

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

е) поддержание в исправном состоянии важных для безопасности систем путем обоснованного проведения технического обслуживания, ремонта и замены оборудования, выработавшего свой ресурс;

ж) своевременное диагностирование дефектов и выявление отклонений от нормальной работы и принятие мер по их устранению;

з) разработка мероприятий по предотвращению перерастания исходных событий в проектные аварии, а проектных аварий  в запроектные;

и) ослабление последствий аварий, которые не удалось предотвратить;

к) разработка мероприятий по защите локализующих систем безопасности от разрушений при запроектных авариях и поддержание их в работоспособности;

л) подготовка и проведение противоаварийных мероприятий;

м) подбор, подготовка и правильное использование персонала АС;

н) формирование культуры безопасности;

о) организация действенного контроля за состоянием систем защитных барьеров;

п) организация эффективной системы документирования результатов работы и контроля.

1.3. Культура безопасности.

1.3.1. Культура безопасности — квалификационная и психологическая подготовленность всех лиц, при которой обеспечение безопасности АС является приоритетной целью и внутренней потребностью, приводящей к самосознанию ответственности и к самоконтролю при выполнении всех работ, влияющих на безопасность.

1.3.2. Культура безопасности строится в основном из двух компонентов:

 создании и правильном функционировании иерархической структуры управления с четким распределением доли прав и ответственности;

—необходимой системой ответных реакций на возникающие проблемы обеспечения безопасности.

1.3.3. Для всего персонала и различных видов деятельности понятие культуры безопасности состоит из следующих элементов:

—знания и компетентность, обеспечиваемые подготовкой кадров и подготовкой качественных эксплуатационных инструкций;

—приверженность безопасности, ставящая безопасность АС, как жизненно важное дело;

—мотивацию осознания важности безопасности АС посредством действенных методов руководства, создания системы поощрений и наказаний, создание позиций отдельных лиц, ответственных за безопасность АС;

— надзор, включающий систему ревизий и экспертиз;

— готовность реагировать на критическую позицию отдельных лиц;

—ответственность через формализованное описание должностных обязанностей и понимание отдельных лиц своих прав, обязанностей и ответственности.

 

 

 

2. ГОСУДАРСТВЕННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ

БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ

АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

 

2.1. Государственное регулирование безопасности при использовании атомной энергии осуществляется специально уполномоченными на то федеральными органами исполнительной власти — органами государственного регулирования безопасности, осуществляющими регулирование ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности  Федеральным надзором России по ядерной и радиационной безопасности, Министерством здравоохранения Российской Федерации, Федеральным горным и промышленным надзором России и Министерством внутренних дел Российской Федерации*.

 

2.2. Виды деятельности в области регулирования ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности и разграничение полномочий, прав, обязанностей и ответственности соответствующих органов государственного регулирования безопасности, а также полномочия должностных лиц указанных органов устанавливаются в положениях об органах государственного регулирования безопасности.

 

2.3. Органы государственного регулирования безопасности в пределах своей компетенции обладают полномочиями:

 вносить на рассмотрение в органы, обладающие правом законодательной инициативы, предложения по разработке законов по вопросам обеспечения безопасности при использовании атомной энергии;

 разрабатывать, утверждать и вводить в действие нормы и правила в области использования атомной энергии в соответствии с Федеральным законом “Об использовании атомной энергии” и законодательством Российской Федерации;

 осуществлять в целях обеспечения безопасности лицензирование деятельности в области использования атомной энергии;

 осуществлять надзор за соблюдением норм и правил в области использования атомной энергии, за условиями действия разрешений (лицензий) на право ведения работ в области использования атомной энергии;

 осуществлять надзор за ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасностью;

 осуществлять надзор за физической защитой ядерных установок, радиационных источников, пунктов хранения, ядерных материалов и радиоактивных веществ надзор за системами единого государственного учета и контроля ядерных материалов, радиоактивных веществ, радиоактивных отходов;

__________

* Далее по тексту органы государственного регулирования безопасности.

проводить экспертизу безопасности ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения, в том числе с привлечением независимых экспертов;

проводить инспекции, связанные с выполнением своих полномочий;

принимать участие в организации и проведении работ по сертификации

оборудования, изделий и технологий для ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения;

осуществлять контроль в области охраны окружающей среды и пользования природными ресурсами при использовании атомной энергии;

осуществлять контроль за расходованием материальных и денежных средств, предназначенных для деятельности в области регулирования ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности;

осуществлять контроль за выполнением международных обязательств Российской Федерации в области обеспечения безопасности при использовании атомной энергии;

применять меры административного воздействия в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

 

2.4. Органы государственного регулирования безопасности в пределах своей компетенции принимают решения, обязательные для органа государственного управления использованием атомной энергии Министерства Российской Федерации по атомной энергии  и организаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги в области использования атомной энергии.

 

2.5. Органы государственного регулирования безопасности в пределах своей компетенции несут ответственность за состояние государственного надзора за обеспечением безопасности АС.

 

2.6. Эксплуатирующие организации и администрация АС обязаны информировать органы государственного регулирования безопасности обо всех случаях нарушений безопасной эксплуатации АС в установленном порядке, а также передавать систематизированные данные в Госатомнадзор России о всех случаях нарушения нормальной эксплуатации систем и элементов, важных для безопасности.

Должен обеспечиваться беспрепятственный доступ представителей органов государственного регулирования безопасности на территорию АС и к документации, содержащей сведения об указанных нарушениях.

 

2.7. Организации, ведущие работы и предоставляющие услуги на всех этапах жизненного цикла АС, обязаны представлять органам государственного регулирования безопасности по их требованию информацию по всем вопросам, входящим в их компетенцию.

 

2.8. Вся деятельность органов государственного регулирования безопасности направлена на создание в эксплуатирующих организациях, АС, организациях, ведущих работы и предоставляющие услуги на всех этапах жизненного цикла АС, условий, исключающих нарушения критериев и требований нормативных документов по безопасности в области использования атомной энергии.

 

 

 

3. ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ

ОРГАНИЗАЦИИ АС

 

3.1. Эксплуатирующая организация  организация, созданная в соответствии с законодательством Российской Федерации и признанная соответствующим органом управления использованием атомной энергии  Министерством Российской Федерации по атомной энергии,  пригодной эксплуатировать ядерную установку, радиационный источник или пункт хранения и осуществлять собственными силами или с привлечением других организаций деятельность по размещению, проектированию, сооружению, эксплуатации и выводу из эксплуатации ядерной установки, радиационного источника или пункта хранения, а также деятельность по обращению с ядерными материалами и радиоактивными веществами. Для осуществления указанных видов деятельности эксплуатирующая организация должна иметь разрешения (лицензии), выданные соответствующими органами государственного регулирования безопасности, на право ведения работ в области использования атомной энергии.

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

 

3.2. Государственным комитетом Российской Федерации по управлению государственным имуществом по согласованию с Министерством Российской Федерации по атомной энергии за эксплуатирующей организацией закрепляется на праве полного хозяйственного ведения имущество действующих, строящихся, проектируемых и законсервированных атомных станций (ядерные установки, делящиеся вещества, оборудование, здания и сооружения, включенные в ядерно-энергетический цикл), а также имущество государственных предприятий и организаций, относящихся к федеральной собственности, которое используется для непосредственного обеспечения атомных станций.

 

3.3. Эксплуатирующая организация является самостоятельным хозяйствующим субъектом с правом юридического лица, владеет выделенным в ее полное хозяйственное ведение имуществом, имеет самостоятельный баланс, расчетный счет, печать со своим наименованием, бланки.

 

3.4. Эксплуатирующая организация:

3.4.1. Обеспечивает безопасность АС и несет за нее полную ответственность, включая разработку и реализацию мер по предотвращению аварий на ядерной установке, на радиационном источнике и в пункте хранения и по снижению их негативных последствий для работников указанных объектов, населения и окружающей среды, учет и контроль ядерных материалов и радиоактивных веществ, охрану окружающей среды и радиационный контроль в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения, выполнение условий выданных ей разрешений (лицензий) органами государственного регулирования безопасности, а также использованием АС для тех целей, для которых она предназначена.

Ответственность эксплуатирующей организации не снижается в связи с деятельностью органов государственного регулирования безопасности и организаций, выполняющих для эксплуатирующей организации работы и предоставляющих услуги в области использования атомной энергии, в том числе проектировщиков, строителей и др.

3.4.2. Взаимодействует с органами государственного регулирования безопасности, в том числе:

 обеспечивая разработку и представляя откорректированные части “Технического обоснования безопасности АС” (ТОБ АС)*, учитывающие внесенные в процессе строительства изменения в проекте АС, а также результаты предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков; соответствие ТОБ АС реальному состоянию поддерживается эксплуатирующей организацией в течение всего срока эксплуатации АС;

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

 получая разрешения на строительство новых энергоблоков АС, на физический и энергетические пуски и промышленную эксплуатацию энергоблоков АС;

 информируя органы государственного регулирования безопасности в установленном порядке о состоянии безопасности АС.

3.4.3. Организует разработку и внедрение мероприятий по поддержанию безопасности АС, осуществляет анализ их работы.

Обеспечивает:

 контроль за всей деятельностью, важной для безопасности АС;

 безопасное для работников объектов использования атомной энергии и населения обращение с ядерными материалами и радиоактивными веществами и их хранение;

____________

* Для АС, разрешение на строительство которых не выдано Госатомнадзором России, вместо ТОБ АС предоставляется “Отчет по обоснованию безопасности АС” (ООБ АС).

 

 учет индивидуальных доз облучения работников АС;

 реализацию прав работников объектов использования атомной энергии на социально-экономические компенсации.

3.4.4. Организует разработку и реализацию программ ввода АС в эксплуатацию, разработку проекта снятия энергоблоков с эксплуатации, согласование их с органами государственного регулирования безопасности.

3.4.5. Организует обеспечение АС ядерным топливом, оборудованием, запасными частями, приборами, нормативными документами (НД), необходимыми материально-техническими ресурсами.

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

3.4.7. Обеспечивает организацию сбора, анализ, обобщение и передачу информации об отказах оборудования и нарушениях в работе АС, разработку и реализацию необходимых корректирующих мер и обмен опытом.

3.4.8. Обеспечивает инженерно-техническую поддержку атомных станций, входящих в эксплуатирующую организацию в установленном порядке, выделяет финансовые средства и организует выполнение научно-исследовательских и конструкторских работ с целью повышения безопасности, надежности и эффективности работы атомных станций.

3.4.9. Организует и координирует разработки и выполнения программ обеспечения качества при всех этапах создания, эксплуатации и вывода из эксплуатации ядерной установки, радиационного источника и пункта хранения.

3.4.10. Взаимодействует с проектными и монтажными организациями, предприятиями изготовителями и другими организациями, включая международные, для обеспечения обмена информацией и опытом работы.

3.4.11. Решает вопросы социального развития трудовых коллективов как фактора, формирующего благоприятные условия обеспечения безопасности АС.

3.4.12. Устанавливает квалификационные требования к персоналу АС. Обеспечивает подбор, подготовку и поддержание квалификации* эксплуатационного персонала в соответствии с действующими нормативными документами. Обеспечивает создание для них необходимых социально-бытовых условий на производстве.

__________________

* Предъявляемые квалификационные требования к работникам АС, которые должны получать разрешения (лицензии) на право ведения работ в области использования атомной энергии, определяются Правительством Российской Федерации.

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

3.4.14. Обеспечивает осуществление физической защиты АС, режим секретности, разработку и реализацию мер пожарной безопасности.

3.4.15. Разрабатывает совместно с органами государственного регулирования безопасности специальную регламентирующую документацию по взаимодействию эксплуатирующей организации, АС и органов государственного регулирования безопасности по отдельным видам деятельности в процессе обеспечения безопасной эксплуатации.

3.4.16. Представляет в соответствующие органы государственного регулирования безопасности результаты инспекций по контролю за безопасностью атомных станций и ежегодные отчеты по обоснованию безопасности действующих АС.

3.4.17. Осуществляет ежегодное проведение физической инвентаризации ядерных материалов, представляет на основании данных, получаемых от АС, в Госатомнадзор России балансовые и инвентарные отчеты о ядерных материалах, а также изменениях инвентарных количеств ядерных материалов.

3.4.18. Поддерживает связь с органами государственной власти и общественными организациями, организует распространение информации о работе АС в печати и других средствах массовой информации. Обеспечивает информирование населения о радиационной обстановке в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения.

 

3.5. Эксплуатирующая организация создает необходимую организационную структуру для безопасной эксплуатации АС.

Структура эксплуатирующей организации должна обеспечивать:

3.5.1. Четкое распределение обязанностей, полномочий и ответственности между подразделениями и должностными лицами эксплуатирующей организации.

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

3.5.3. Контроль за ведением учета ядерных материалов и их физической защитой, обеспечения пожарной безопасности АС.

3.5.4. Контроль за соответствием форм и сроков представления в органы государственного регулирования безопасности отчетов или другой требуемой информации.

3.5.5. Надлежащую подготовку эксплуатационного персонала.

3.5.6. Взаимодействие с органами государственного регулирования безопасности и выполнение их требований, в том числе проведение лицензионного процесса, включая проведение собственных экспертиз и оценок безопасности.

3.5.7. Установление связей с проектными и монтажными организациями, предприятиями-изготовителями и другими организациями.

3.5.8. Надлежащую связь с общественностью и т.д.

 

 

 

 

 

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ КАЧЕСТВА

 

4.1. Обеспечение качества  планируемая и систематически осуществляемая деятельность, направленная на то, чтобы все работы и предоставляемые услуги по созданию, эксплуатации и вывод АС из эксплуатации проводились установленным образом, а их результаты удовлетворяли предъявленным требованиям.

 

4.2. Деятельность эксплуатирующей организации и атомных станций по обеспечению качества должна охватывать все этапы жизненного цикла АС от выбора площадки под строительство до вывода АС из эксплуатации.

 

4.3. Для обеспечения требуемого качества деятельности, выполняемых работ и предоставляемых услуг в области использования атомной энергии в эксплуатирующих организациях АС и на атомных станциях должны быть созданы и внедрены системы управления качеством.

4.4. Должна быть определена, доведена до всего персонала и выполняться политика в области обеспечения качества.

4.5. Вся деятельность по качеству должна регламентироваться:

 “Общей программой обеспечения качества для атомной станции” ПОКАС(О);

 “Программой обеспечения качества при выборе площадки атомной станции”  ПОКАС (ВП);

 “Программой обеспечения качества при проектировании атомной станции”  ПОКАС (П);

 “Программой обеспечения качества при разработке реакторной установки”  ПОК (РУ);

 “Программами обеспечения качества при разработке и изготовлении оборудования и/или изделий систем, важных для безопасности АС” ПОК(Р) и ПОК(И);

 “Программой обеспечения качества при сооружении (строительстве) атомной станции”  ПОКАС (С);

 “Программой обеспечения качества при вводе атомной станции в эксплуатацию” ПОКАС (ВЭ);

 “Программой обеспечения качества при эксплуатации атомной станции”  ПОКАС (Э);

 “Программой обеспечения качества при выводе из эксплуатации атомной станции” ПОКАС (СЭ).

Каждая программа обеспечения качества должна быть утверждена до начала регламентируемых ею работ.

4.6. При разработке программ обеспечения качества должны учитываться требования правил и норм, действующих в области использования атомной энергии.

Требования к качеству и методам обеспечения качества должны устанавливаться с учетом определенной правилами и нормами в области использования атомной энергии классификации оборудования, систем и сооружений по степени их важности для безопасности АС.

4.7. Ответственность за разработку общей программы обеспечения качества на АС  ПОКАС (О), программы обеспечения качества при вводе АС в эксплуатацию  ПОКАС (ВЭ), программы обеспечения качества при эксплуатации АС  ПОКАС (Э), программы обеспечения качества при выводе АС из эксплуатации  ПОКАС (СЭ) возлагается на эксплуатирующую организацию.

 

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

 

4.9. В зависимости от специфики и состояния энергоблока АС эксплуатирующая организация АС может предусматривать разработку дополнительных частных программ обеспечения качества по сравнению с п.4.5.

 

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

Программы разрабатываются и утверждаются до начала регламентирующих ими работ.

 

4.11. Эффективное функционирование программы обеспечения качества должно осуществляться посредством:

 контроля за ходом выполнения принятой политики качества и плана мероприятий по обеспечению качества;

 анализа показателей качества;

 регулярных инспекторских проверок;

 ревизий эффективности функционирования ПОКАС (О), ПОКАС (ВЭ), ПОКАС (Э), ПОКАС (СЭ) эксплуатирующей организацией;

 ревизий эффективности функционирования программ обеспечения качества организаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги в области использования атомной энергии для эксплуатирующей организации и АС;

 разработки по результатам анализа показателей качества, инспекторских проверок и ревизий, необходимых корректирующих мер и контроля за их реализацией.

 

4.12. Должна быть разработана и задействована организационная структура управления качеством, между предприятиями (организациями), подразделениями и должностными лицами распределены функции, определены полномочия и ответственность, вплоть до непосредственных исполнителей.

 

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

 

4.14. В эксплуатирующей организации и АС должны быть утвержденные перечени действующих федеральных, отраслевых и станционных нормативных документов по обеспечению качества.

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

 

4.15. Необходимо планировать и проводить мероприятия по пропаганде и внедрению ПОКАС для того, чтобы работники четко понимали важность вопросов качества, их связь с экономичностью работы и безопасностью АС.

 

4.16. Для проверки выполнения и эффективности функционирования ПОКАС должны проводиться инспекции подразделений АС и ревизии организаций, выполняющих работы или предоставляющих услуги в области использования атомной энергиии по договорам с эксплуатирующей организацией или АС.

 

4.17. Должны быть разработаны и утверждены график и порядок проведения инспекций и ревизий.

Периодичность проведения ревизий функционирования ПОКАС организаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги в области использования атомной энергиии определяется заказчиком изделий (услуг), исходя из состояния уровня качества в этих организациях.

В случае существенного ухудшения показателей качества деятельности подразделений АС или организаций, а также внесения серьезных изменений в действующую систему качества, могут назначаться внеплановые инспекции или ревизии.

 

4.18. По результатам инспекций и ревизий должны представляться акты с необходимыми корректирующими мероприятиями по поддержанию требуемого уровня качества.

 

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

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

  контроль соответствия технологического процесса установленным показателям качества, анализ показателей качества;

 контроль своевременного и качественного выполнения плановых и неплановых заданий, по которым определены сроки и исполнители;

  контроль проведения по направлениям деятельности в установленные графиком сроки инспекций и ревизий.

 

5. КОНТРОЛЬ И ИНСПЕКЦИИ

ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ

ЗА ОБЕСПЕЧЕНИЕМ КАЧЕСТВА И ВЫПОЛНЕНИЕМ

ТРЕБОВАНИЙ ПРАВИЛ И НОРМ В ОБЛАСТИ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

 

5.1. Система контроля и инспекций эксплуатирующей организации является составной частью системы ведомственного контроля Министерства Российской Федерации по атомной энергии, осуществление которого возложено на министерство согласно положению о нем.

5.2. Целью деятельности системы контроля и инспекций эксплуатирующей организации является постоянный контроль за обеспечением качества и выполнением требований правил и норм в области использования атомной энергии на всех этапах жизненного цикла АС.

 

5.3. Основными задачами при функционировании системы контроля и инспекций являются:

 контроль за безопасностью АС;

 контроль за всеми видами деятельности, важной для безопасности АС;

 контроль деятельности предприятий (организаций) в части выполнения ими работ или предоставления услуг для АС по качеству и безопасности АС;

  контроль деятельности предприятий контрольно-приемочными инспекциями по обеспечению качества и выполнению требований норм и правил по безопасности при изготовлении, поставке оборудования и материалов для атомных станций;

 контроль радиационного состояния окружающей среды и соблюдение природоохранного законодательства в санитарно-защитной зоне и в зоне наблюдения;

 контроль за использованием АС только для тех целей, для которых она была спроектирована и построена;

 контроль соблюдения требований условий разрешений (лицензий), выдаваемых органами государственного регулирования безопасности на осуществление видов деятельности эксплуатирующей организации в области использования атомной энергии.

 

5.4. Основными функциями системы контроля и инспекций являются:

 проведение проверок выполнения требований НД по обеспечению качества, правил и норм при использовании атомной энергии атомными станциями, предприятиями, организациями и их контрольными службами, должностными лицами на всех этапах жизненного цикла атомной станции;

 проведение контроля качества изготовления и техническая приемка оборудования и материалов (контрольно-приемочная инспекция) на предприятиях-изготовителях в соответствии с установленной номенклатурой и перечнем продукции, подлежащей технической приемке;

 осуществление контроля за разработкой и реализацией мероприятий по внедрению вновь вводимых НД по безопасности и качеству АС;

 сбор и анализ информации, оценка эффективности функционирования системы качества эксплуатирующей организации, общей и частных программ обеспечения качества для АС;

 контроль соблюдения условий выданных разрешений (лицензий) органов государственного регулирования безопасности на осуществляемые виды деятельности;

 контроль поддержания готовности по планам мероприятий по защите персонала и населения (в пределах ответственности эксплуатирующей организации и АС) в случае аварий и готовности персонала к действиям в аварийных ситуациях;

 контроль достаточности организационных и технических мер обеспечения физической защиты АС, ядерных и радиоактивных материалов, а также предотвращения несанкционированного доступа на АС;

 контроль деятельности дирекций строящихся АС по обеспечению качества строительно-монтажных работ и выполнению требований норм и правил на этапах строительства АС, монтажа оборудования, пуско-наладочных работ;

 анализ эффективности выполнения предприятием функций эксплуатирующей организации, разработка и реализация корректирующих мероприятий;

 представление в установленном порядке в органы государственного регулирования безопасности и органы управления использованием атомной энергии результатов инспекций и периодических отчетов по состоянию безопасности АС.

 

5.5. Система контроля и инспекций эксплуатирующей организации должна быть нацелена на выявление и предупреждение неблагоприятного развития недостатков и их причин в состоянии безопасности, надежности и эффективности работы АС, в уровне качества ведения работ на всех этапах жизненного цикла АС, в обеспечении выполнения функций эксплуатирующей организации.

5.6. В установленном порядке должна быть разработана конкретная руководящая и нормативная документация контрольной и инспекционной деятельности на конкретных этапах жизненного цикла атомной станции.

Состав указанных документов должен определяться перечнем руководящих документов системы контроля и инспекций.

 

5.7. Структурная схема системы контроля и инспекций должна удовлетворять принципу полной и никому не передаваемой ответственности эксплуатирующей организации и должна позволять вести:

 контроль выполнения структурными подразделениями предприятия функций эксплуатирующей организации согласно устава предприятия;

 контроль деятельности административного руководства АС по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации АС;

 контроль деятельности в рамках общей программы обеспечения качества АС, предприятий (организаций), выполняющих работы или предоставляющих услуги для АС на всех этапах жизненного цикла.

 

5.8. Управление деятельностью по контролю и инспекциям должно осуществляться на основе требований, предъявляемых к государственным предприятиям, выполняющим функции эксплуатирующей организации АС (законы и законодательные акты Российской Федерации, нормы и правила в области использования атомной энергии, устав предприятия, договор о передаче федерального имущества в полное хозяйственное ведение, положение о Минатоме России, организационно распорядительные документы и стандарты предприятия).

 

5.9. Контрольно-приемочная инспекция (КПИ) должна осуществлять контроль качества изготовления и техническую приемку ядерного топлива, оборудования, приборов, систем и материалов в соответствии с установленной номенклатурой и перечнем продукции, подлежащей обязательной технической приемке.

Для осуществления своей деятельности КПИ должна получить в установленном порядке соответствующие разрешения (лицензии) органов государственного регулирования безопасности.

Осуществление контроля качества изготовления и технической приемки определяется руководящими документами, утвержденными в установленном порядке.

Наличие технической приемки КПИ не снимает ответственности с предприятия-изготовителя за обеспечение надлежащего качества продукции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. ВЫБОР ПЛОЩАДКИ РАЗМЕЩЕНИЯ АС

 

6.1. Правовую основу решений о размещении АС устанавливает Федеральный закон “Об использовании атомной энергии”.

 

6.2. Основные процессы, связанные с инициированием сооружения, обоснованием инвестиций в строительство, выбором площадки, разработкой проектной документации АС, ее согласованием и утверждением, регламентируются “Правилами принятия решений о размещении и сооружении ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения”.

 

6.3 Требования к составу, объему, содержанию и оформлению проектно-изыскательской документации, необходимой для выбора, согласования и утверждения пункта* и площадки** строительства атомной станции устанавливается нормативным документом “Требования к разработке технико-экономического обоснования

__________________

* Пункт размещения АС  территория, на которой могут быть размещены одна или несколько площадок строительства АС в пределах района.

** Площадка строительства АС  территория в пределах охраняемого периметра, на которой размещаются все основные и вспомогательные сооружения АС, и территория за пределами ограды, на которой размещаются внешние гидросооружения, подводящие и отводящие каналы, водоемы-охладители, жилпоселок, строительная база и т.д.

строительства атомной станции. Положение о порядке выбора площадки строительства”.

 

6.4 Работы по выбору места расположения атомной станции выполняются в два этапа:

 выбор пункта размещения АС;

 выбор площадки строительства АС.

 

6.5.Выбор пункта размещения АС определяется с учетом особенностей природных условий района предполагаемого размещения АС и оценки ее возможного влияния на экологию прилегающих районов на основе проведенных комплексных инженерных изысканий в объеме действующих нормативных документов, включая:

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

 “Основные требования по составу и объему инженерных изысканий и исследований при выборе пункта и площадки АС”;

 “Руководство по разработке и содержанию обоснования экологической безопасности АС”;

 “Инженерные изыскания для строительства”. СНиП 11-02-96.

 “Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций”;

 и другие действующие нормативные документы.

 

6.6.Материалы по обоснованию выбора пункта размещения АС, после согласования в установленном порядке с заинтересованными организациями, в составе ходатайства о намерениях направляются на рассмотрение в федеральные органы исполнительной власти, осуществляющие управление использованием атомной энергии, и в органы исполнительной власти субъекта Российской Федерации, на территории которого намечается размещение АС.

 

6.7.При положительном решении по результатам рассмотрения ходатайства о намерениях выполняются необходимые работы по определению площадки строительства АС.

 

6.8. Площадка строительства АС определяется в пределах выбранного и согласованного пункта в соответствии с земельными, водными, лесными, природоохранными и другими законодательствами РФ, межотраслевыми нормами и нормами органов государственного регулирования безопасности, а также с учетом решения органов государственной власти субъекта РФ по выбору пункта размещения АС.

 

6.9. Требования к составу, объему, содержанию и оформлению проектно-изыскательской документации, необходимой для выбора, согласования и утверждения площадки строительства АС определяются нормативным документом “Требования к разработке технико-экономического обоснования строительства атомной станции. Положение о порядке выбора площадки строительства”.

Обосновывающие материалы для принятия решения о размещении АС должны разрабатываться на основании норм и правил области использования атомной энергии и охраны окружающей среды.

 

6.10. Материалы по обоснованию выбора площадки для строительства АС должны быть направлены в Госатомнадзор России для дачи предварительного заключения на площадку строительства АС.

Процедура получения предварительного заключения на площадку для строительства АС определяется руководящими документами указанного органа государственного регулирования безопасности.

 

6.11. Разработанные обоснования инвестиций с приложением необходимых материалов согласований и решение о предварительном месте размещения АС, соответствующих коммуникаций, а также ее санитарной (охранной) зоны направляются в орган исполнительной власти субъекта Российской Федерации для оформления акта выбора земельного участка в соответствии с земельным законодательством Российской Федерации, законодательством Российской Федерации о недрах, законами и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации.

 

6.12. Утверждение обоснования инвестиций, в составе ТЭО, осуществляется на основе заключений государственных экспертиз, включая экологическую, заключений соответствующих федеральных органов исполнительной власти и решения, органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации о согласовании места размещения (площадки строительства) АС.

 

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

 

 

 

 

 

7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ АС

 

7.1. Цель проектирования атомной станции заключается в создании проекта, в котором оборудование, системы, здания и сооружения станции удовлетворяют таким требованиям, обладают такими характеристиками, выполнены из таких материалов, объединены таким образом, что в результате выполняются общие технические требования к станции и соответствуют требованиям, обеспечивающим достижение целей безопасности, удовлетворяющих принципам безопасности, установленным “Общими положениями обеспечения безопасности атомных станций” и другими правилами и нормами, действующими в области использования атомной энергии.

 

7.2. Проектирование должно осуществляться на основании требований соответствующей законодательной базы РФ (об инвестиционной деятельности, о земле, об охране окружающей среды и т.д.), федеральных и отраслевых нормативных документов по проектированию.

 

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

 

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

 

7.5. Разработка проектной документации осуществляется на основе утвержденных (одобренных) “Обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений”.

 

7.6. Основным документом, регулирующим взаимные обязательства и ответственность сторон, является договор (контракт), заключаемый заказчиком с привлекаемыми им для разработки проектной документации проектными организациями. Неотъемлемой частью должно быть задание на проектирование.

 

7.7. Состав задания на проектирование и исходных данных определяется в соответствии с “Инструкцией о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений” СНиП 11-01-95.

7.7.1. В задании на проектирование устанавливают необходимость разработки документации на пусковые комплексы энергоблоков АС.

7.7.2. При необходимости изменения утвержденного задания должно быть разработано дополнение к заданию на проектирование, которое подлежит согласованию и утверждению в порядке, установленном для основного задания.

 

7.8. Разработку проекта выполняют в соответствии с заданием на проектирование, а также с требованиями СНиП 11-01-95.

7.8.1. Все технические решения по системам безопасности, важным для безопасности, принятые с отступлениями от утвержденных в технико-экономическом обосновании (ТЭО) до включения в проект, должны быть представлены в Госатомнадзор России и Федеральное управление медико-биологических и экстремальных проблем при Минздраве России (далее по тексту Минздрав России).

7.8.2. Материалы по обоснованию безопасности АС, разрабатываемые с учетом “Требований к содержанию отчета по обоснованию безопасности АС”, материалы ТЭО в части обоснования размещения АС на площадке, а также другие документы по вопросам обеспечения безопасности в области использования атомной энергии направляются в Госатомнадзор России.

 

7.9. Разработка рабочей документации

7.9.1. Основанием для разработки рабочей документации является утвержденный проект АС.

7.9.2. Рабочая документация для строительства АС (энергоблока АС) разрабатывается в соответствии с государственными Российскими стандартами системы проектной документации строительства (СПДС).

7.9.3. С введением новых и уточнением действующих нормативных документов проектная организация по договору с заказчиком должна вносить изменения в рабочую документацию с учетом фактического состояния строительства.

 

7.10. Критерии и принципы безопасности атомной станции и реакторной установки

7.10.1. Атомная станция (реакторная установка) должна проектироваться с учетом ряда событий, включая нормальные условия, ожидаемые эксплуатационные нарушения, чрезвычайные внешние события и аварийные условия. С этой целью для установления проектных решений применяются принципы и критерии безопасности.

7.10.2. Основополагающие принципы и критерии безопасности АС и реакторной установки (РУ) установлены в нормативных документах: “Общие положения обеспечения безопасности атомных станций”, “Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций”, “Размещение атомных станций. Основные критерии и требования по обеспечению безопасности”, “Типовое содержание технического обоснования безопасности реакторной установки”*, “Типовое содержание технического обоснования безопасности атомной станции”*.

____________________

* Для АС, разрешение на строительство которых не выдано Госатомнадзором России, вместо ТОБ АС представляется “Отчет по обоснованию безопасности АС” (ООБ АС).

7.11. Учет сейсмичности при разработке проекта

7.11.1. В проекте должна приводиться классификация систем важных для безопасности АС и их элементов по категориям сейсмостойкости в соответствии с “Нормами проектирования сейсмостойких АЭС” и “Нормами расчета на прочность”.

7.11.2. В проекте должно быть показано, выполняются ли для оборудования АС условия вышеуказанных НД с учетом сейсмических воздействий. Все несоответствия должны быть перечислены и обоснованы.

7.11.3. Проектом должны быть предусмотрены сейсмические и другие испытания контрольно-измерительных приборов, электрооборудования, технических средств АСУ.

 

7.12. Разработка технологического регламента

7.12.1. Технологический регламент по безопасной эксплуатации АС разрабатывается Генеральным проектировщиком АС с участием Научного руководителя и Главного конструктора реакторной установки в соответствии с “Отчетом по обоснованию безопасности АС”.

 

7.13. В разделе проекта “Руководство эксплуатацией” должны быть отражены:

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

 организация эксплуатации, в том числе: технологическая схема энергетической установки; права, обязанности и ответственность персонала энергетической установки; оперативный персонал;

 требования к уровню квалификации персонала АС;

 обучение, аттестация/лицензирование и тренировка персонала;

 планирование на случай аварии;

 проверка деятельности в период эксплуатации АС;

 эксплуатационная и ремонтная документация по ГОСТ 2.601, ГОСТ 2.602, ГОСТ 2.604;

 производственная безопасность.

 

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

 обоснование концепции вывода из эксплуатации АС;

 описание основной последовательности этапов принятого варианта вывода из эксплуатации АС;

 описание основных работ на блоке АС после его окончательного останова;

 перевод блока в безопасное состояние;

 организационно-технические мероприятия;

 организация работ по сбору, обработке, упаковке, хранению и захоронению радиоактивных отходов;

 мониторинг радиационной обстановки;

 восстановление (рекреация) промплощадки АС, использование ее и сооружений АС для народнохозяйственных нужд;

 оценка затрат на выполнение работ по снятию АС с эксплуатации.

 

7.15. Разработка и осуществление программ обеспечения качества при проектировании (ПОКАС (П)) являются обязательными.

Программы обеспечения качества должны разрабатываться в соответствии с “Требованиями к программе обеспечения качества для АС”.

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

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

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

 

 

8.СООРУЖЕНИЕ АС

 

8.1. Настоящий раздел устанавливает дополнительные требования к организации строительного производства* при сооружении атомных станций

______________

* Под термином “строительство” подразумевается: работы общестроительного направления, работы по монтажу оборудования АС (энергоблока АС), включая электромонтажные работы, работы по монтажу систем вентиляции, работы по специальной антикоррозийной защите и т.д., работы выполняемые заводами-изготовителями комплектующих изделий, материалов, конструкций для сооружаемой АС (энергоблока АС).

(энергоблоков АС) и не отменяет требований действующих правил и норм Минстроя России. Требования настоящего раздела распространяются также и на заводы изготовители оборудования и конструкций, заводы стройиндустрии, а также заводы по выпуску материалов и комплектующих изделий.

 

8.2. Строительство объектов атомных станций может быть начато только при условии наличия разрешения (лицензии) Госатомнадзора России, выдаваемого по заявке эксплуатирующей организации на основании рассмотрения материалов, разработанных в технико-экономическом обосновании.

В период строительства блока АС организации (предприятия), осуществляющие строительную деятельность, по представлению эксплуатирующей организации должны получать разрешения на отдельные виды деятельности и этапы выполнения работ.

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

 

8.3. Строительство допускается осуществлять только на основе предварительно проработанных решений по организации строительства и технологии производства работ, которые должны быть приняты в проекте организации строительства и проекте производства работ, а также при наличии соответствующей программы ПОКАС(С).

 

8.4. Ответственным за разработку и выполнение программы обеспечения качества при строительстве АС ПОКАС(С) является Генеральный подрядчик по строительству АС.

Эксплуатирующая организация осуществляет контроль за разработкой и выполнением программы обеспечения качества ПОКАС(С).

 

8.5. До получения разрешения на строительство АС эксплуатирующая организация создает структурные подразделения для осуществления непосредственно на площадке деятельности по созданию и безопасной эксплуатации АС, наделяя их необходимыми правами, финансовыми средствами, материальными и людскими ресурсами и возлагает на них ответственность за эту деятельность, а также осуществляет контроль за этой деятельностью.

 

8.6. Все руководители, специалисты и рабочие, участвующие в сооружении объектов АС (энергоблоков АС) должны проходить проверку знаний федеральных норм и правил в области использования атомной энергии.

 

8.7 При выявлении на любом из этапов строительства АС дополнительных фактов, приводящих к снижению уровня безопасности этих АС, ухудшению состояния окружающей среды или влекущие иные неблагоприятные последствия, государственный орган, принявший решение о строительстве АС, обязан отменить принятое им решение, либо прекратить или приостановить их строительство для принятия (разработки) корректирующих мер по устранению выявленных отклонений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.ВЫВОД АС ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

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

Основанием для вывода из эксплуатации блока АС является решение эксплуатирующей организации.

 

9.2. Эксплуатирующая организация должна осуществлять планирование работ по выводу блоков АС из эксплуатации и обеспечивать их выполнение в соответствии с требованиями федеральных норм и правил в области использования атомной энергии. Необходимость обеспечения выполнения работ по выводу блока АС из эксплуатации должна учитываться на всех предшествующих этапах жизненного цикла блока АС.

 

9.3. На стадии проектирования блока АС должны быть реализованы проектные, технические и организационные решения, которые без снижения эксплуатационных параметров блока, позволят снизить затраты на вывод блока АС из эксплуатации, в том числе:

9.3.1. При проведении НИР и ОКР по реакторной установке (РУ) должна быть учтена перспектива вывода из эксплуатации блока АС, включая предполагаемые работы по демонтажу РУ, с соответствующим отражением в разделе “Вывод из эксплуатации” “Технического обоснования безопасности РУ”*.

9.3.2. Проект блока АС должен содержать раздел “Вывод из эксплуатации”, содержание которого должно учитывать факторы и ограничения, влияющие на работы по выводу из эксплуатации блока.

9.3.3. В соответствии с требованиями по обеспечению безопасности вывода из эксплуатации блока АС должна быть разработана глава “Технического обоснования безопасности АС”*.

 

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

9.4.1. В течение всего периода эксплуатации должен производиться сбор, систематизация и хранение информации об истории эксплуатации блока АС.

9.4.2. Должен быть своевременно осуществлен выбор направления прекращения эксплуатации блока атомной станции и, в случае принятия решения о выводе из эксплуатации, обеспечена разработка проекта вывода блока атомной станции из эксплуатации в сроки, определенные “Общими положениями обеспечения безопасности атомных станций”.

9.4.2.1. Выбор направления прекращения эксплуатации блока атомной станции, как правило, должен осуществляться на основании результатов технико-экономических исследований (ТЭИ) направлений прекращения эксплуатации блокаАС.

___________

*Для АС, разрешение на строительство которых не выдано Госатомнадзором России вместо “Технического обоснования безопасности” представляется “Отчет по обоснованию безопасности АС” (ООБ АС).

ТЭИ проводятся на основании результатов комплексного обследования блока АС, проводимого комиссией, назначаемой эксплуатирующей организацией, с учетом накопленной информации по истории эксплуатации блока АС и должны содержать анализ возможности реализации двух направлений прекращения эксплуатации блока АС после его окончательного останова:

 вывод из эксплуатации блока АС,

 продления срока службы оборудования, зданий и сооружений, в том числе за счет их перепрофилирования (конверсии).

9.4.2.2. Целью ТЭИ является анализ технической реализуемости и экономической целесообразности направлений и вариантов прекращения эксплуатации блока АС, перечень которых устанавливается эксплуатирующей организацией.

9.4.2.3. На основании проведенных технико-экономических исследований должны быть выбраны:

 предпочтительное направление прекращения эксплуатации блока АС;

 предпочтительные варианты реализации этого направления.

9.4.3. В случае принятия по результатам ТЭИ решения о выводе из эксплуатации блока АС разрабатывается “Программа подготовки блока АС к выводу из эксплуатации”.

9.4.4. “Программа подготовки блока АС к выводу из эксплуатации” должна содержать номенклатуру, последовательность, порядок, сроки и ответственных исполнителей по реализации конкретных организационно-технических мероприятий по подготовке к проведению работ к выводу из эксплуатации блока АС, а также номенклатуру, последовательность, порядок разработки различного рода документации, обеспечивающей проведение работ по подготовке вывода из эксплуатации блока АС.

9.4.5. “Программа подготовки блока АС к выводу из эксплуатации”, в частности, должна определять сроки и объемы работ по проведению предварительного комплексного инженерно-радиационного обследования, разработке необходимой проектной документации, в том числе, ТЭО варианта вывода из эксплуатации блока АС, проекта вывода из эксплуатации АС из эксплуатации.

9.4.6. Технико-экономическое обоснование варианта вывода из эксплуатации блока АС предполагает сопоставление и уточнение альтернативных вариантов достижения заданного конечного состояния блока, рассмотренных в технико-экономических исследованиях, и более углубленный анализ технических, экономических, социальных и временных характеристик рассматриваемых вариантов, а также сопоставление уровней предполагаемого обеспечения безопасности при реализации этих вариантов.

 

9.5. После окончательного останова и до момента начала работ по выводу из эксплуатации блок АС считается находящимся в эксплуатации.

После окончательного останова в технологический регламент и инструкции по эксплуатации окончательно остановленного блока АС должны быть внесены соответствующие изменения.

В указанный период должна быть завершена подготовка блока к проведению работ по выводу из эксплуатации, получено разрешение органов государственного регулирования безопасности на выполнение работ по выводу блока АС из эксплуатации. При этом должно быть, в частности, осуществлено:

 удаление ядерного топлива из активной зоны реактора и из помещений блока АС;

 удаление радиоактивных рабочих сред из оборудования и технологических систем;

 штатная дезактивацию оборудования, систем и строительных конструкций блока АС;

 доработка (в случае необходимости), согласование и утверждение проекта вывода блока АС из эксплуатации;

 разработка проекта производства работ (ППР), конструкторской и технологической документации, необходимой для производства работ по выводу блока из эксплуатации;

 приведение АС в прогнозируемое состояние ( по ресурсу, составу оборудования, использованию хранилищ, складов и т.п.);

 подготовка персонала для проведения работ по выводу из эксплуатации блока АС;

 согласование технических решений на частичный демонтаж оборудования блока АС.

В период подготовки блока к выводу из эксплуатации проводится комплексное инженерное и радиационное обследование (КИРО) окончательно остановленного блока АС, целью которого является:

 уточнение фактического состояния оборудования, систем и строительных конструкций блока АС с последующей оценкой их остаточного ресурса;

 определение радиационной обстановки в помещениях блока и на промплощадке, установившейся на момент проведения комплексного инженерного и радиационного обследования, а также получение других исходных данных, необходимых для разработки (корректировки) проектной документации.

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

 

9.6.Вывод из эксплуатации блока АС начинается после получения разрешения соответствующих органов государственного регулирования безопасности на выполнение работ в соответствии с проектом вывода блока из эксплуатации.

С целью обеспечения необходимого планирования работ в соответствии с принятым вариантом вывода из эксплуатации разрабатывается “Программа вывода из эксплуатации блока АС”, определяющая порядок достижения заданного конечного состояния.

Указанная “Программа...” , в частности, должна содержать:

 номенклатуру, последовательность, порядок, сроки и ответственных исполнителей работ по выводу из эксплуатации блока АС;

 вопросы материально-технического обеспечения работ по выводу;

 вопросы обеспечения безопасности и контроля за проведением работ по выводу.

 

9.7. Вывод из эксплуатации блока АС может осуществляться по следующим основным вариантам:

 ликвидация блока АС;

 захоронение блока АС.

Указанные варианты характеризуются различными способами, приемами и этапами проведения работ.

9.7.1. Вариант вывода из эксплуатации — “Ликвидация блока АС” включает следующие этапы.

9.7.1.1. Этап подготовки блока к сохранению под наблюдением:

 консервация оборудования, систем и строительных конструкций блока АС,

 локализация высокоактивного оборудования в помещениях реакторного отделения блока на длительный период, определяемый проектом вывода из эксплуатации.

На этом этапе сохраняется работоспособность системы радиационного контроля, а также целостность и работоспособность оборудования и систем, обеспечивающих безопасное содержание блока АС в режиме сохранения под наблюдением и проведение последующих работ по выводу из эксплуатации блока АС.

9.7.1.2. Этап сохранения под наблюдением локализованного оборудования в течение длительного срока обеспечивает снижение радиационной активности конструкций и основного оборудования за счет естественного распада радиоактивных изотопов. Продолжительность этапа зависит от срока службы строительных конструкций, в которых находится локализованное оборудование, необходимости освобождения промплощадки для строительства нового блока и может колебаться в пределах от 30 до 100 лет.

9.7.1.3. Этап полной ликвидации блока АС включает в себя:

— полный демонтаж локализованного оборудования и систем;

— ликвидацию зданий и сооружений блока АС, не предназначенных для дальнейшего использования;

— переработку, упаковку и организованное хранение образующихся радиоактивных отходов на территории промплощадки АС с последующей их отправкой в региональный могильник;

— рекультивацию освободившейся территории промплощадки для строительства нового блока АС.

Целью данного этапа вывода из эксплуатации блока АС является его перевод в радиационнобезопасное состояние.

9.7.1.4. Все радиоактивные отходы, поступающие в хранилище, должны быть кондиционированы, подготовлены к захоронению, храниться в упорядоченном виде и в форме, пригодной для последующего извлечения с целью:

— дальнейшей переработки;

— замены упаковки или контейнера;

— захоронения.

9.7.2. Вариант вывода из эксплуатации — “Захоронение блока АС” включает в себя следующие этапы:

9.7.2.1. Этап подготовки блока к захоронению, в ходе которого осуществляется частичный демонтаж и удаление чистого, слабозагрязненного и низкоактивированного оборудования и систем блока АС с последующей утилизацией радиоактивного оборудования и переработкой, упаковкой и складированием в помещениях реакторного отделения блока АС радиоактивных отходов, подлежащих локализации в соответствии с проектом вывода из эксплуатации.

9.7.2.2. Этап локализации, в ходе которого осуществляется консервация оборудования, систем и строительных конструкций блока АС не подлежащих демонтажу, локализация высокоактивного оборудования и кондиционированных радиоактивных отходов в помещениях реакторного отделения блока, полный демонтаж и удаление оборудования, систем, строительных конструкций блока АС, не подлежащих захоронению или дальнейшему использованию.

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

9.7.3. Возможны варианты вывода из эксплуатации блока АС, предусматривающие другие конечные цели вывода из эксплуатации, сочетания этапов выполнения работ, обусловленные фактическим состоянием блока АС к моменту развертывания работ по выводу, перспективами использования промплощадки АС и т.д.

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

 

9.8. Решение о завершении работ по выводу из эксплуатации блока АС принимает эксплуатирующая организация совместно с органами государственного регулирования безопасности и другими заинтересованными организациями на основании оформленных в установленном порядке документов, подтверждающих соответствие достигнутого в ходе работ состояния блока АС требованиям проекта вывода блока из эксплуатации.

 

 

 

 

10. ФИЗИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА АС

 

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

— предотвращение несанционированного проникновения на территорию АС, предотвращение несанкционированного доступа к ядерным материалам и радиоактивным веществам, предотвращение их порчи или хищения;

— своевременное обнаружение и пресечение любых посягательств на целостность и сохранность ядерных материалов и радиактивных веществ, своевременное обнаружение и пресечение диверсионных и террористических актов, угрожающих безопасности АС;

— обнаружение и возвращение пропавших или похищенных ядерных материалов и радиоактивных веществ.

 

10.2. Физическая защита АС достигается решением ряда первоочередных задач:

— осуществлением допуска к работе на ядерной установке, на радиационном источнике, в пункте хранения, с ядерными материалами и радиактивными веществами только лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям, а также лиц, получивших допуск к указанной работе, связанной с обеспечением государственной тайны, в соответствии с требованиями к обеспечению государственной безопасности, установленными закодательством Российской Федерации;не допускаются к работе лица с предусмотренными перечнем медицинских пртивопоказаний ограничениями по допуску к работе на ядерной установке, на радиоактивном источнике, в пункте хранения, с ядерными материалами и радиактивными веществами;

— воспрещением несанкционированного или необоснованного доступа лиц в защищаемые зоны атомных станций;

— ограничением до необходимого минимума и строгой регламентацией по месту, времени и виду деятельности доступа лиц к объектам защиты АС;

— воспрепятствованием доставки на АС диверсионно-террористических средств; граждане, посещающие в ознакомительных целях АС, а также их вещи и транспортные средства могут быть досмотрены, в том числе с применением специальных средств;

— установлением постоянного контроля с использованием технических средств или присутственным порядком, за материалами, объектами и зонами защиты;

— получением своевременной и достоверной информации о несанкционированных действиях в отношении объектов физической защиты АС;

— оперативным задействованием структур и формирований физической защиты АС для пресечения несанкционированных действий в защищаемых зонах;

— планированием и оперативным принятием технологических решений, снижающих эффективность возникающих диверсионных угроз;

— привлечением к ликвидации угроз взаимодействующих сил внешней поддержки;

— исполнением предписаний и соблюдением требований по физической защите всем персоналом АС;

— непрерывным централизованным управлением физической защитой АС.

 

10.3. Надежность физической защиты АС должна обеспечиваться соблюдением ряда основных требований:

— обеспечение физической защиты должна осуществляться на всех этапах проектирования, сооружения, эксплуатации и вывода из эксплуатации АС, а также при транспортировании ядерных материалов и радиактивных веществ; оценка угроз, разработка и внедрение мер физической защиты должны упреждать каждый этап всего жизненного цикла АС;

— меры (уровни) физической защиты должны быть адекватны категории ядерного топлива и диверсионной уязвимости объектов АС;

— в структуре физической защиты должны быть учтены меры, предусмотренные на АС в целях обеспечения безопасности;

— физическая защита АС должна быть комплексом интегрированных, правовых, организационных, инженерных и технических мер;

— физическая защита АС должна быть многорубежной (зональной);

— физическая защита должна быть максимально объективной за счет активного применения, в пределах реальной потребности, надежных технических автоматизированных средств управления, контроля наблюдения, обнаружения и воздействия;

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

— к деятельности по физической защите АС должны допускаться только

профессионально подготовленные, отвечающие установленным требованиям лица и формирования;

— состояние и надежность физической защиты, в том числе ее диверсионная устойчивость, должны подвергаться инспекции в установленном порядке;

— требования надежности физической защиты не должны противоречить условиям нормального управления и обслуживания АС и не препятствовать проведению работ по ликвидации возможных аварий;

— физическая защита АС должна быть обеспечена финансовыми, техническими, кадровыми и информационными ресурсами.

 

10.4. Физическая защита АС обеспечивается эксплуатирующей организацией и Министерством Российской Федерации по атомной энергии.

 

10.5. Для выполнения функций по обеспечению физической защиты АС могут привлекаться органы внутренних дел и органы службы безопасности.

 

10.6. Надзор за обеспечением физической защиты АС осуществляется органами государственного регулирования безопасности.

 

 

 

 

Часть II

 

Правила технической

эксплуатации атомных станций

 

 

 

11. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ АС

 

11.1. Задачи и организационная структура

11.1.1. Основными обязанностями работников эксплуатирующих организаций АС, атомных станций, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС, являются:

— соблюдение пределов и условий безопасной эксплуатации систем и оборудования;

— 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 и напряжения электрического тока, давления, температуры пара и горячей воды на нужды теплоснабжения.

11.1.2. Персонал АС должен ясно представлять особенности производства тепловой и электрической энергии на АС, особенность энергетического производства, обязан всемерно укреплять и строго соблюдать государственную, трудовую и технологическую дисциплину, выполнять настоящие Правила, правила техники безопасности, радиационной и ядерной безопасности, инструкции и другие директивные документы, касающиеся его деятельности, правила личной гигиены и внутреннего распорядка.

11.1.3. Атомные станции должны обеспечивать:

— производство и отпуск электрической и тепловой энергии потребителям;

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

— обновление основных производственных фондов путем технического перевооружения, реконструкции АС и модернизации оборудования;

— эффективную работу станций путем снижения производственных затрат, повышения эффективности использования установленного оборудования, выполнения мероприятий по энергосбережению;

— высокую профессиональную подготовку и поддержание требуемой квалификации персонала на все время эксплуатации АС;

— 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 и неправильных действиях персонала;

— распространение передовых методов производства и экономических знаний, положительного опыта эксплуатации отечественных и зарубежных АС, развитие изобретательства и рационализации;

— обеспечение качества эксплуатации и реализацию ПОКАС на АС;

— разработку плана защиты персонала в случае радиационной аварии;

— разработку руководства по управлению запроектными авариями до пуска АС (энергоблока);

— расследование случаев нарушений в работе АС;

— разработку и реализацию корректирующих мер, предотвращающих повторное возникновение причин нарушений.

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

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

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

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

— эксплуатирующая организация несет ответственность за безопасность АС; указанная ответственность не снимается с нее в связи с самостоятельной деятельностью и ответственностью предприятий и организаций, выполняющих для АС работы или предоставляющих услуги, эксплуатирующая организация осуществляет постоянный контроль за всей деятельностью на АС, важной для их безопасности;

— администрация АС несет ответственность за безопасную эксплуатацию в целом;

— персонал АС, по роду выполняемой работы, несет ответственность за безопасную эксплуатацию АС в пределах, установленных должностными инструкциями (контрактами — при их наличии);

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

— ответственность за принятые проектные решения (включая реконструкцию и модернизацию), обеспечивающие безопасность и надежность реакторной установки, за достижение проектных параметров в рамках технического проекта возлагается на разработчика реакторной установки;

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

11.1.6. Каждый случай нарушения в работе АС должен быть тщательно расследован и учтен в соответствии с “Положением о порядке расследования и учета нарушений в работе атомных станций”.

При авариях и нарушениях в работе оборудования АС, при которых произошел выход радиоактивных веществ и (или) ионизирующих излучений за предусмотренные проектом для нормальной эксплуатации границы в количествах, превышающих установленные пределы безопасной эксплуатации, администрация АС обязана немедленно информировать об этом органы государственного регулирования безопасности и заинтересованные организации в установленном порядке.

В случае нарушения работы важных для безопасности систем и оборудования реакторной установки, без угрозы выхода радиоактивных веществ, за предусмотренные проектом для нормальной эксплуатации границы, администрация АС обязана своевременно информировать заинтересованные организации и органы государственного регулирования безопасности в соответствии с требованиями “Положения о порядке расследования и учета нарушений в работе атомных станций”.

11.1.7. Руководители АС должны предъявлять в установленном порядке рекламации на все дефекты и случаи повреждения оборудования, зданий и сооружений, происшедших по вине заводов-изготовителей, проектных, строительных, монтажных, наладочных и ремонтных организаций.

11.1.8. Организационная структура на атомной станции устанавливается по согласованию с эксплуатирующей организацией.

11.1.9. Разграничение функций, обязанностей, зон обслуживания систем и оборудования, помещений, зданий и сооружений должно осуществляться соответствующими положениями о подразделениях АС, границах зон обслуживания и разделительными ведомостями, утвержденными директором АС.

11.1.10. Общее оперативное руководство АС, энергоблоком осуществляет соответственно начальник смены станции и начальник смены блока. Оперативное обслуживание оборудования энергоблоков АС осуществляет персонал цехов (служб) по принадлежности.

 

11.2. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

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

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

Пусковой комплекс должен обеспечить: производство и отпуск электроэнергии потребителям; проведение в необходимых объемах в соответствии с требованиями нормативной документации технического обслуживания и ремонта оборудования и систем АС; нормативные санитарнобытовые условия и безопасность работающих; соблюдение правил и норм безопасности в атомной энергетике; пожарную безопасность; защиту от загрязнений окружающей среды.

11.2.3. Энергоблоки АС принимаются в эксплуатацию Государственной приемочной комиссией в два этапа: в опытно-промышленную и промышленную эксплуатацию. Приемка в опытнопромышленную эксплуатацию производится при устойчивой работе энергоблока в течение 72 часов на уровне тепловой мощности не менее 50 % от номинальной. Опытно-промышленная эксплуатация осуществляется в течение времени, необходимого для освоения проектной мощности и проведения в полном объеме испытаний по программе энергетического пуска. Приемка в промышленную эксплуатацию энергоблока АС производится Государственной приемочной комиссией после завершения опытно-промышленной эксплуатации и проведения комплексного опробования на номинальной мощности.

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

11.2.5. Эксплуатирующей организацией в целях безопасного и качественного ведения работ по вводу энергоблока АС (пускового комплекса) в эксплуатацию должны быть разработаны “Программа ввода блока АС в эксплуатацию” и “Программа обеспечения качества работ при вводе блока в эксплуатацию”.

“Программа ввода блока АС в эксплуатацию” должна содержать требования к полноте и последовательности проводимых испытаний оборудования, систем и энергоблока АС в целом, выполнение которых обеспечивает безопасный ввод энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию.

“Программа обеспечения качества работ при вводе блока АС в эксплуатацию” должна представлять собой комплекс организационных и технических мероприятий по выполнению работ при вводе энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию в соответствии с требованиями правил и норм по безопасности, проектной и конструкторской документации, а также по осуществлению контроля за данными работами; программа должна определять права, обязанности и ответственность организаций и предприятий, участвующих в обеспечении качественного ввода энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию и порядок их взаимодействия.

11.2.6. Администрация АС обеспечивает разработку и согласование программ предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков и опытнопромышленной эксплуатации. Программы должны быть утверждены эксплуатирующей организацией и представляться в установленном порядке Госатомнадзору России для получения разрешений на отдельные этапы работ.

11.2.7. Для выполнения работ по вводу энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию организации и предприятия должны иметь разрешение органов Госатомнадзора России на право ведения работ в области использования атомной энергии.

11.2.8. Перед приемкой в промышленную эксплуатацию энергоблока (пускового комплекса) АС в порядке, установленном правилами и нормами, в соответствии с “Программой ввода блока АС в эксплуатацию”, согласованной с органами Госатомнадзора России должны быть проведены:

— предпусковые наладочные работы (ПНР), которые начинаются с принятия напряжения на системе энергоснабжения энергоблока АС по проектной схеме и заканчиваются готовностью энергоблока атомной станции к физическому пуску;

— физический пуск, который начинается с загрузки ядерного топлива в реактор и заканчивается необходимыми экспериментами по программе физпуска;

— энергетический пуск, включающий опытно-промышленную эксплуатацию, который предусматривает комплексное опробование и прием в промышленную эксплуатацию энергоблока АС с проведением необходимых испытаний оборудования и систем для подтверждения проектных параметров.

Требования к последовательности и объему предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков и приемочные критерии для вводимых в эксплуатацию оборудования и систем АС устанавливаются в проекте АС.

Во время строительства и монтажа зданий и сооружений должна быть проведена промежуточная приемка узлов оборудования и сооружений, в том числе скрытых работ.

11.2.9. Для оперативного и научно-технического руководства пуском энергоблока на период с начала проведения ПНР и кончая испытаниями на этапе освоения номинальной мощности создается непосредственно на АС Группа руководства пуском под руководством главного инженера АС, в состав которой входят представители предприятий и организаций, осуществляющих научно-технический и авторский надзор за пуском АС (энергоблока).

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

11.2.11. Испытания оборудования и систем должны проводиться по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Перед испытаниями должно быть проверено выполнение настоящих Правил, строительных норм и правил, норм и правил Госатомнадзора, Госгортехнадзора и других органов государственного регулирования безопасности, “Правил устройства электроустановок”, правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности, требований по защите окружающей среды, указаний заводов изготовителей, требований проектно-конструкторской документации, инструкций по монтажу оборудования.

11.2.12. С момента утверждения акта готовности оборудования и систем для выполнения работ по вводу энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию на этом оборудовании и системах должен быть установлен эксплуатационный режим и обслуживание их должно осуществляться эксплуатационным персоналом.

Администрация АС на основании утвержденного технологического регламента, документации разработчиков оборудования и проекта АС до предпусковых наладочных работ обеспечивает разработку инструкций по эксплуатации, которые в дальнейшем должны быть откорректированы по результатам ввода энергоблока АС.

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

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

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

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

11.2.15. Решение о проведении предпусковых наладочных работ, физического и энергетического пусков, включая комплексное опробование, прием энергоблока (пускового комплекса) в эксплуатацию, принимает Государственная приемочная комиссия, назначаемая в установленном порядке, на основании актов рабочей комиссии, при наличии разрешений органов государственного регулирования безопасности.

Работы на каждом этапе (подэтапе) ввода энергоблока (пускового комплекса) АС в эксплуатацию должны начинаться при полной готовности зданий, сооружений (помещений), оборудования и систем энергоблока к конкретному этапу (подэтапу), успешном выполнении всех работ предшествующего этапа (подэтапа) и получения разрешения Госатомнадзора России.

Завершение работ каждого этапа (подэтапа) должно сопровождаться анализом результатов испытаний, проводимых на данном этапе (подэтапе), и оформлением акта рабочей комиссии.

11.2.16. Перед энергопуском должны быть подготовлены условия для надежной и безопасной эксплуатации энергоблока (пускового комплекса), укомплектован и обучен (с проверкой знаний) оперативный и ремонтный персонал, разработаны эксплуатационные инструкции и оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности; подготовлены запасы топлива, материалов; запасные части, средства технического обслуживания и ремонта оборудования и систем; введены в действие средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ) с линиями связи; системы пожарной сигнализации и пожаротушения, радиационного контроля и управления защиты, вентиляции, устройства переработки и хранения радиоактивных отходов; получены разрешения на эксплуатацию оборудования и систем от Госатомнадзора России и других органов государственного регулирования безопасности, санитарной инспекции, Рострудинспекции Минтруда России.

При энергопуске должны быть проверены работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации, при проектных параметрах проведена проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов.

11.2.17. Комплексное опробование энергоблока АС (пускового комплекса) должно проводиться персоналом атомной станции.

При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основных установок и их вспомогательного оборудования под нагрузкой.

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

При комплексном опробовании должны быть включены предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты, автоматические регуляторы, АСУ ТП.

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

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

11.2.19. При приемке оборудования, зданий и сооружений рабочей комиссией генеральная подрядная строительная организация должна представить документацию в объеме, предусмотренном СНиП и нормативными документами, действующими в атомной энергетике.

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

11.2.21. Приемка энергоблока АС (пускового комплекса) в промышленную эксплуатацию Государственной приемочной комиссией должна производиться только после опытнопромышленной эксплуатации и завершения в полном объеме необходимых испытаний, результаты которых подтверждают, что оборудование и системы выполнены и функционируют в соответствии с требованиями проекта, проведения комплексного опробования энергоблока, АС (пускового комплекса) на номинальной мощности в базовом режиме.

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

После комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок Государственная приемочная комиссия должна оформить акт приемки в промышленную эксплуатацию оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями.

11.2.23. Государственной приемочной комиссии должна быть представлена документация, подготовленная рабочей комиссией в объеме, предусмотренном СНиП и нормативными документами, действующими в атомной энергетике.

Все документы должны быть занесены в общий каталог, а в отдельных папках с документами должны быть заверенные описи содержимого.

Документы должны храниться в техническом архиве АС вместе с документами, составленными Государственной приемочной комиссией.

11.2.24. Законченные строительством отдельно стоящие здания, сооружения и электротехнические устройства, встроенные или пристроенные помещения производственного, подсобно-производственного и вспомогательного назначения со смонтированными в них оборудованием, средствами управления и связи, сооружения, помещения гражданской обороны, входящие в состав АС, принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности, до приемки энергоблока (пускового комплекса), для предъявления их Государственной приемочной комиссии.

11.2.25. Подводная часть всех гидротехнических сооружений (с закладной контрольно-измерительной аппаратурой и оборудованием) должна быть выполнена в объеме пускового комплекса и принята рабочей комиссией до их затопления.

11.2.26. Приемка гидротехнических сооружений атомных станций проводится в соответствии с требованиями “Правил приемки в эксплуатацию гидроэлектрических станций”.

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

11.2.28. Промышленная эксплуатация энергоблока (пускового комплекса) АС допускается только при наличии от Госатомнадзора России разрешения на эксплуатацию, оформленного в установленном порядке.

 

11.3. Работа с персоналом

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

Работа с персоналом является одной из основных обязанностей руководителей организаций и предприятий, а также руководителей их структурных подразделений.

11.3.2. Для персонала АС, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций, устанавливаются обязательные формы подготовки, поддержания и повышения квалификации персонала в соответствии с требованиями ПОРП.

11.3.3. Лица, принимаемые на работу для обслуживания, наладки, испытания и ремонта оборудования АС, должны пройти предварительный медицинский осмотр в соответствии с утвержденными в установленном порядке списками (перечнями)производств и профессий и в дальнейшем проходить периодические медицинские осмотры в установленные сроки.

Перечень медицинских противопоказаний определяется Минздравом России.

11.3.4 Работники атомных станций, которые в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации “Об использовании атомной энергии” должны получать разрешения Госатомнадзора России на право ведения определенных видов деятельности в области использования атомной энергии в порядке, определяемом “Руководством по выдаче разрешений на право ведения работ в области использования атомной энергии работникам атомных станций”, проходят предварительный и периодические в течение трудовой деятельности медицинские осмотры и психофизиологические обследования.

Перечень специалистов из числа работников, которые должны получать разрешения на право ведения работ в области использования атомной энергии, а также предъявляемые к этим специалистам квалификационные требования определяются Правительством Российской Федерации. Одним из обязательных условий получения разрешений является отсутствие медицинских, в том числе психофизиологических, противопоказаний.

Перечень медицинских противопоказаний и перечень должностей, на которые распространяются данные противопоказания, а также требования медицинских осмотров и психофизиологических обследований определяются Правительством Российской Федерации.

11.3.5. Работники, уклоняющие от прохождения медицинского осмотра, психофизиологического обследования или по результатам медицинского осмотра, психофизиологического обследования имеют противопоказания, не допускаются к выполнению трудовых обязанностей в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

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

Перечни должностей и профессий руководителей, специалистов и рабочих, подлежащих обязательному обучению в УТЦ, утверждаются эксплуатирующей организацией и согласовываются Госатомнадзором России.

11.3.7. До назначения на самостоятельную работу оперативный персонал обязан пройти в сроки, установленные в программе подготовки:

— необходимую теоретическую подготовку;

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

— проверку знаний правил и норм, действующих в атомной энергетике, регламента, производственных и должностных инструкций и инструкций по охране труда;

— исполнение обязанностей на рабочем месте (дублирование).

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

11.3.9. Объемы знаний, подлежащих проверке, определяются:

а) для руководителей и специалистов — должностными инструкциями, а также положениями о подразделениях для руководителей подразделений;

б) для рабочих согласно “Единому тарифноквалификационному справочнику работ и профессий” и инструкциям по охране труда, разработанных с учетом требований ГОСТ 12.0.004 “Организация обучения безопасности труда”. При наличии для рабочих должностных инструкций — в объеме требований должностных инструкций, которые по объему знаний должны соответствовать указанным нормативным документам.

11.3.10. Проверка знаний правил и норм, регламентов, инструкций и др. в объеме, определенном для каждой должности и профессии, подвергаются все руководители, специалисты и рабочие АС, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций, кроме лиц, допуск к самостоятельной работе которых осуществляется без проверки знаний.

На АС, предприятиях и организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций, должен быть утвержден главным инженером перечень должностей и профессий, не связанных с эксплуатацией, испытаниями, наладкой или ремонтом основного и вспомогательного оборудования АС, для которых допуск к самостоятельной работе разрешается без проверки знаний и выдачи удостоверений.

Проверка знаний проводится:

— первичная, перед допуском к самостоятельной работе, назначении на должность или при возложении обязанностей;

— очередная, в процессе работы в установленные сроки;

— внеочередная, при вводе в действие новых или переработанных, в установленном порядке, правил, норм и инструкций (в объеме вновь введенных или переработанных документов); при нарушении работником правил, норм и инструкций по требованию органов государственного регулирования безопасности, государственной инспекции труда или по решению администрации АС, эксплуатирующей организации, по заключению комиссии, расследовавшей несчастный случай с людьми или нарушение в работе АС, оформленными приказами по АС в установленном порядке; перед восстановлением в должности работника, ранее освобожденного от должности, отстраненного от технического руководства или при перерывах в работе по должности (профессии) свыше 6 месяцев.

При вводе новых или переработанных правил, норм и инструкций порядок их ввода (необходимость проверки знаний, инструктажей и т.д.) определяется приказами эксплуатирующей организации, в случае их отсутствия порядок ввода указанных документов определяется приказами по АС.

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

11.3.11. Периодичность проверки знаний.

Для руководителей, специалистов и рабочих из числа оперативного персонала:

— по ОПЭ АС, правилам пожарной безопасности, радиационной безопасности, охране труда, должностным и производственным инструкциям — 1 раз в 2 года.

Для руководителей и специалистов производственных подразделений (кроме оперативного персонала):

— по ОПЭ АС, правилам пожарной , радиационной безопасности, охране труда, должностным и производственным инструкциям1 раз в 3 года.

Для рабочих производственных подразделений (кроме оперативного персонала):

— по охране труда и правилам радиационной безопасности (в объеме инструкции по охране труда), правилам пожарной безопасности, правилам, нормам, производственным и должностным инструкциям (при их наличии) в объеме требований ЕТКС — 1 раз в 2 года.

11.3.12. Допуск к самостоятельной работе или дублированию работников, не прошедших проверку знаний в установленные или предписанные сроки, запрещается.

11.3.13. Лицам, показавшим при первичной или очередной проверке неудовлетворительные знания, не позднее, чем через 1 месяц назначается повторная проверка знаний.

11.3.14. Периодичность, порядок проверки знаний и допуска к самостоятельной работе персонала по обслуживанию оборудования, подконтрольного Госатомнадзору России и Госгортехнадзору России, а также работников, которые должны получать разрешения органов государственного регулирования безопасности на право ведения определенного вида деятельности в области использования атомной энергии, определяются требованиями нормативных документов указанных органов государственного регулирования безопасности.

11.3.15. Каждому работнику, прошедшему проверку знаний, выдается удостоверение по форме, установленной “Правилами организации работы с персоналом атомных станций Минатома России”.

При исполнении служебных обязанностей работник должен иметь удостоверение. При отсутствии удостоверения у работника или если просрочен срок сдачи экзамена, он не допускается к работе.

11.3.16. На АС, предприятиях и организациях, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций, должен быть организован технический кабинет, кабинет охраны труда (в отдельных случаях эти кабинеты могут быть совмещены) и техническая библиотека.

 

11.4. Контроль за эффективностью работы АС

11.4.1. На АС должен быть организован анализ технико-экономических показателей для оценки состояния оборудования, режимов его работы, соответствия нормируемых и фактических показателей эффективности проводимых организационно-технических мероприятий.

11.4.2. На АС должны быть разработаны энергетические характеристики оборудования, устанавливающие зависимость технико-экономических показателей его работы в абсолютном или относительном исчислении от электрических и/или тепловых нагрузок.

11.4.3. Энергетические характеристики оборудования и норма отдельных показателей должны быть представлены эксплуатационному персоналу в форме режимных карт, инструкций, таблиц, графиков, а по объему и содержанию соответствовать действующим руководящим документам.

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

11.4.5. На АС должны обеспечиваться достоверность показаний контрольно-измерительных приборов и правильность учета и отчетности в соответствии с требованиями действующих нормативныхи документов.

11.4.6. Результаты работы смены, цеха АС должны не реже одного раза в месяц рассматриваться персоналом в целях анализа и устранения недостатков его работы, а также ознакомления с опытом передовых смен и отдельных работников.

11.4.7. На АС должны разрабатываться и выполняться мероприятия по повышению надежности и экономичности работы оборудования, энергосбережению, в том числе по экономии топлива и других энергоресурсов, потерь в тепловых сетях.

11.4.8. Результаты деятельности АС по повышению экономичности должны оцениваться по снижению удельного расхода “тепла” на отпущенную электроэнергию, а также объему обессоленной воды, конденсата и электроэнергии на собственные нужды.

 

11.5. Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция

11.5.1. На каждой АС для обеспечения безопасной эксплуатации и надежности оборудования и систем должны быть организованы их техническое обслуживание и ремонт, а также ремонт зданий и сооружений. Для повышения безопасности эксплуатации и надежности должна осуществляться модернизация и реконструкция оборудования и систем, зданий и сооружений.

11.5.2. Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта, модернизацию и реконструкцию АС несет администрация АС.

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

11.5.4. Организация технического обслуживания и ремонта оборудования и систем АС должна соответствовать требованиям “Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования АС”, “Техническое обслуживание оборудования и систем АС. Основные положения”, “Положения о порядке вывода оборудования в ремонт и ввода его в эксплуатацию после ремонта на атомных станциях”.

11.5.5. При техническом обслуживании и производстве ремонтных работ на АС должны выполняться требования правил ядерной, технической и радиационной безопасности, техники безопасности, пожарной безопасности и промсанитарии.

11.5.6. При выводе в техническое обслуживание, ремонт, испытание и проверку систем безопасности должны соблюдаться установленные в технологическом регламенте на основании проекта условия, при которых обеспечивается безопасность.

11.5.7. Периодичность и объем планового технического обслуживания и ремонта оборудования и систем АС должны определяться необходимостью поддержания их надежности в соответствии с условиями безопасной эксплуатации и эксплуатационными пределами, установленными в проекте АС. Необходимость выполнения непланового технического обслуживания и ремонта оборудования и систем определяется по результатам надзора за их состоянием.

11.5.8. Плановый ремонт реакторной установки должен производиться в соответствии с утвержденным графиком (как правило, приурочен ко времени массовой замены ядерного топлива в реакторе).

11.5.9. Ремонт головных образцов оборудования на АС должен производится в сроки и в объеме в соответствии с программой подконтрольной эксплуатации, согласованной с предприятиемизготовителем (разработчиком) и утвержденной эксплуатирующей организацией.

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

11.5.11. Вывод оборудования из работы (резерва) в ремонт или его испытания должны производиться по оперативным заявкам в установленном порядке.

 

11.6. Техническая документация

11.6.1. На каждой АС должна быть следующая документация:

— акты отвода земельных участков;

— геологические, гидрологические и другие данные о территории с результатами испытаний грунтов и анализа грунтовых вод;

— акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

— акты приемки скрытых работ;

— акты (или журналы наблюдений) об осадках зданий, сооружений и фундаментов под оборудование;

— акты испытаний систем безопасности;

— акты испытаний устройств, обеспечивающих взрывобезопасность, пожаробезопасность, молниезащиту и радиационную безопасность;

— акты испытания внутренних и наружных систем горячего водоснабжения, канализации, газоснабжения, теплоснабжения, отопления и вентиляции;

— акты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов;

— акты государственной и рабочих приемочных комиссий;

— генеральный план участка с нанесением всех зданий и сооружений, включая подземное хозяйство;

— утвержденная проектная документация (технический проект, чертежи, пояснительные записки и т.д.) со всеми последующими изменениями;

— план мероприятий по защите персонала в случае радиационной аварии;

— информация о дозах внешнего и внутреннего облучения персонала АС и прикомандированного персонала;

— технологический регламент (регламенты) по эксплуатации энергоблоков АС;

— регламент (регламенты) на техническое обслуживание, ремонт оборудования реакторной установки и систем важных для безопасности;

— паспорт на реакторную установку, оформленный в Госатомнадзоре России;

— разрешение (лицензия) на эксплуатацию блока АС, выданное Госатомнадзором России;

— технические паспорта на здания, сооружения и оборудование электростанции, электрических и тепловых сетей;

— исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружений, чертежи всего подземного хозяйства;

— исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

— исполнительные рабочие технологические схемы;

— для систем важных для безопасности инструкции и графики проведения испытания и проверок функционирования систем;

— чертежи запасных частей к оборудованию;

— инструкции по обслуживанию оборудования и сооружений, а также должностные инструкции по каждому рабочему месту;

— инструкция по ликвидации аварий на АС;

— программы и методики испытаний систем и оборудования реакторной установки, систем безопасности, согласованные и утвержденные в установленном порядке;

— перечень ядерно-опасных работ;

— план пожаротушения;

— отчеты о нарушениях в работе АС.

Комплект указанной выше документации должен храниться в установленном на АС порядке.

11.6.2 Проект АС, исполнительная документация на строительство АС, акты испытаний и исполнительная документация на техническое обслуживание и ремонт систем (элементов) безопасности и элементов, важных для безопасности, отнесенных к 1 и 2 классам (определяемым “Общими положениями обеспечения эксплуатации атомных станций”), должны быть зарегистриовнны и храниться на АС на протяжении всего срока ее службы.

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

11.6.4. На АС должен быть составлен перечень необходимых инструкций и технологических схем для каждого цеха (участка, лаборатории), утвержденный главным инженером АС. Все экземпляры инструкций и технологических схем в соответствии с указанным перечнем должны быть зарегестрированы в ПТО АС.

11.6.5.Перечень инструкций и технологических схем должен пересматриваться 1 раз в 3 года; комплект нормативной документации должен проверяться и приводиться в соответствии с перечнем, утвержденным эксплуатирующей организацией, 1 раз в год.

11.6.6. На основном и вспомогательном оборудовании АС должны быть заводские таблички с номинальными данными на это оборудование.

11.6.7. Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системы и секции шин, арматура и другие элементы на АС должны быть отмаркированы в соответствии с проектом, требованиями правил, норм, и госстандартов.

11.6.8. Все изменения в энергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в схемы и чертежи в установленном порядке за подписью ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

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

Изменения в схемах должны доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих схем, до ввода оборудования в действие.

11.6.9. Комплект необходимых схем должен находиться на рабочих местах оперативного персонала в соответствии с перечнем, утвержденнвм главным инженером АС.

11.6.10. Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми инструкциями, составленными в соответствии с требованиями настоящих Правил на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других нормативных документов, опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий. Инструкции должны быть подписаны руководителем соответствующего подразделения (цеха, участка, лаборатории и т.д.) и утверждены главным инженером АС.

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

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

— краткая характеристика оборудования системы или установки, зданий и сооружений, а также пределы безопасной эксплуатации работы оборудования и реакторной установки в целом;

— порядок подготовки к пуску, порядок пуска, останова и обслуживания оборудования, обслуживания зданий и сооружений во время нормальной эксплуатации и в аварийных режимах;

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

— требования по технике безопасности, ядерной, радиационной, взрыво- и пожаробезопасности, специфические для данной системы или оборудования.

11.6.12. В должностных инструкциях по каждому рабочему месту должны быть указаны:

— права, обязанности и ответственность работника;

— перечень инструкций по обслуживанию оборудования, нормативных документов, схем оборудования и устройств, знание которых обязательно для работников на данной должности;

— требования по управлению и поддержанию требуемого уровня качества;

— взаимоотношения с вышестоящим, подчиненным и другим, связанным с работой, персоналом.

11.6.13. В случае изменения состояния или эксплуатации систем и оборудования в инструкции должны быть внесены соответствующие изменения и доведены до сведения работников, для которых обязательно знание этих инструкций, с записью в журнале распоряжений.

Инструкции должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

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

Объем оперативной документации, исходя из местных условий может быть изменен по решению главного инженера.

11.6.15. В структурных подразделениях АС (цехах, службах) и на щитах управления с постоянным оперативным персоналом, (в диспетчерских пунктах) должны вестись суточные ведомости по установленным формам.

11.6.16. Оперативную документацию ежедневно должны просматривать руководители и специалисты и принимать необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала.

11.6.17. Блочные и главные щиты управления должны быть оборудованы устройствами автоматической магнитной записи всех оперативных переговоров, проводимых с использованием средств связи.

11.6.18. Оперативная документация, диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, магнитные записи оперативно-диспетчерских переговоров и выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом АСУ после аварийных ситуаций, относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке.

 

11.7. Контроль за состоянием металла

11.7.1. Для повышения надежности и безопасности работы тепломеханического оборудования и трубопроводов АС, предотвращения повреждений, которые могут быть

Таблица 1.1

Дежурный персонал  Оперативная документация  

1  2  3  4  5  6  7  8  9  

Начальник смены электро-станции¦  Суточная оперативная схема (ОС) или схема-макет  Оперативный журнал (ОЖ)  Журнал/карто-тека (Ж/К) заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося в ведении диспетчера  Журнал заявок главному инженеру на вывод из работы обо рудования, не находящегося в ведении диспетчера   Журнал распоряже-ний (ЖР)  -  -  -  

Начальник смены реакторно-го цеха  Суточная ОС главного циркуляцион-ного контура и основных систем РУ  ОЖ  Карта уставок (КУ) Технологичес-ких защит и автоматики РУ  ЖР  Ж/К дефектов и неполадок с оборудова-нием   Журнал учета работы по нарядам и распоряже-ниям (ЖУРНР)  Журнал ре-гистрации перемещений и местона-хождения топливных кассет (свежих и отрабо-танных)  Графики опробования оборудова-ния и систем  

Начальник смены электро- цеха  Суточная ОС или схема-макет  ОЖ  Журнал релейной защиты и автоматики  КУ релейной защиты и автоматики   ЖР  ЖУРНР  Ж/К дефектов и неполадок с оборудова-нием  Графики опробования оборудова-ния и систем  

 

 

1  2  3  4  5  6  7  8  9  

Начальник смены цеха телловой автоматики  ОЖ  Журнал технологиче-ских защит и автоматики и журнал технических средств АСУ  КУ техноло-гиче-ских защит и сигнализации и карты заданий авто-регуляторам  ЖР  ЖУРНР  Ж/К дефектов и неполадок с оборудова-нием  -  Графики опробования оборудова-ния и систем  

Начальник смены химцеха  ОС химводо-очистки  ОЖ  ЖР  ЖУРНР  Ж/К дефектов и неполадок с оборудова-нием  -  -  Графики опробования оборудова-ния и систем  

Начальник смены службы дозиметрии  ОЖ  КУ дозимет-рической сигнализации  ЖР  Ж/К дефектов и неполадок с оборудова-нием  ЖУРНР  Журнал уче-та демонти-рованного радиоактив-ного обору-дования и регистрациипередачи на хранение  Журнал ре-гистрации дозиметри-ческих допусков  Графики опробования оборудова-ния и систем  

Начальник смены турбинногоцеха  ОС основных трубопро-водов  ОЖ  ЖР  ЖУРНР  Ж/К дефектов и неполадок с оборудова-нием  -  -  Графики опробования оборудова-ния и систем  

 

вызваны дефектами изготовления деталей, а также развитием эрозии, коррозии, снижения прочностных характеристик металла и сварных соединений в процессе эксплуатации, должен быть организован контроль за состоянием основного, наплавленного металла и сварных соединений. (далее по тексту вместо “основного, наплавленного металла и сварных соединений” — металла).

11.7.2. Контроль за состоянием металла подразделяется на предэксплуатационный, периодический, внеочередной.

Предэксплуатационный контроль проводится до пуска оборудования и трубопроводов в эксплуатацию с целью определения исходного состояния металла в соответствии с требованиями нормативной документации, регистрации допустимых повреждений (несплошностей) для наблюдения за ними в процессе эксплуатации, выявления дефектов изготовления и монтажа.

Периодический контроль — в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов с целью выявления и регистрации повреждений, изменения физико-механических свойств и структуры металла, а также оценки его состояния.

Внеочередной— в соответствии с требованиями нормативной документации по контролю за состоянием металла оборудования и трубопроводов АЭС, по решению руководства предприятия владельца, эксплуатирующей организации или органов государственного регулирования безопасности.

11.7.3. Конкретный перечень оборудования и трубопроводов, подлежащих контролю, устанавливается типовыми программами контроля, утверждаемыми (разрабатываемыми) эксплуатирующей организацией. Типовые программы должны быть согласованы с основным разработчиком проекта АС, разработчиком реакторной установки и Госатомнадзором России.

11.7.4. Типовая программа контроля металла оборудования и трубопроводов должна составляться для каждого типа АС и устанавливать конкретные виды оборудования и трубопроводов, виды и методики контроля по зонам, периодичность и объем контроля с указанием специальных средств контроля и норм оценки результатов контроля: перечень и места установки образцовсвидетелей с указанием характеристик, определяемых по этим образцам.

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

Количество образцов-свидетелей должно быть таким, чтобы можно было четко установить зависимость измеряемых характеристик от флюенса нейтронов.

11.7.6. Для каждого энергоблока АС на основании типовой программы контроля металла должна быть разработана рабочая программа с указанием конкретного для данного энергоблока перечня контролируемого оборудования и трубопроводов, видов и количества образцов-свидетелей с указанием зон их размещения, описания (или ссылки на соответствующие документы) методик контроля, способов обработки результатов и отчетной документации, необходимых организационно-технических мероприятий и требований по технике безопасности.

Указанная рабочая программа утверждается главным инженером АС.

11.7.7. Контроль за состоянием металла должна осуществлять лаборатория или служба металлов атомной станции совместно с персоналом цеха, в ведении которого находится соответствующее оборудование. Для выполнения работ могут привлекаться специализированные организации.

11.7.8. Ответственность за проведение контроля металла в соответствии с требованиями нормативных документов несет атомная станция. Результаты контроля должны регистрироваться в протоколах, заключениях или актах, являющимися отчетной документацией по контролю.

11.7.9. На АС должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий, исключающих аварийные остановы и отказы оборудования.

11.7.10. Документация по контролю за состоянием металла должна храниться на АС в течение всего срока эксплуатации оборудования и трубопроводов.

 

11.8. Автоматизировнные системы управления техническими процессами (АСУ ТП) АС.

11.8.1. Автоматизированные системы — это системы, состоящие из персонала и комплексов средств автоматизации его деятельности, реализующие информационную технологию выполнения установленных функций.

11.8.2. АСУ ТП атомных станций (энергоблоков АС) — автоматизированные системы управления технологическими процессами атомных станций (энергоблоков атомных станций), обеспечивающие сбор и обработку информации, поддержание параметров в пределах, оговоренных проектами, выполнение комплексов управляемых воздействий регулирующими органами для приведения параметров в эксплуатационные пределы или для приведения АС (энергоблока АС) в безопасное состояние системами защиты.

11.8.3. К основным задачам эксплуатации АСУ ТП относятся:

— обеспечение работоспособности и соответствия проектным характеристикам комплекса средств автоматизации АСУ ТП;

— техническое обслуживание комплекса средств автоматизации;

— проведение всех видов ремонта комплекса средств автоматизации в соответствии с требованиями проектной и заводской документации, действующих норм и правил в атомной энергетике;

— метрологическое обеспечение;

— сбор и анализ данных о надежности комплекса средств автоматизации АСУ ТП. Ведение документации и информационной базы данных по состоянию и надежности комплекса средств автоматизации АСУ ТП;

— сопровождение программного и информационного обеспечения;

— анализ эффективности функционирования АСУ ТП и разработка предложений по совершенствованию;

— замена устройств и технических средств, входящих в комплекс средств автоматизации АСУ ТП, выработавших свой ресурс;

— опробования и испытания комплекса средств автоматизации АСУ ТП.

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

11.8.5. Система кондиционирования должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционирование комплекса средств автоматизаии АСУ ТП.

11.8.6. Ввод АСУ ТП в эксплуатацию осуществляется в два этапа: опытную и промышленную и проводится совместно с энергоблоком АС.

Приемка в опытную эксплуатацию головных образцов АСУ ТП должна производиться при участии представителей организации — разработчика АСУ ТП.

Продолжительность опытной эксплуатации АСУ ТП, в части выполнения функций, должна определяться достижением критериев, установленных программами испытаний и проектными параметрами.

Технические средства и подсистемы АСУ ТП, необходимые для проведения пуско-наладочных работ, физического и энергетического пусков, должны быть приняты в опытную эксплуатацию до проведения указанных этапов ввода энергоблока в эксплуатацию.

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

11.8.8. В процессе эксплуатации комплекс средств автоматизации АСУ ТП должен проходить проверку на соответствие проектным характеристикам по программам и графикам, утвержденным главным инженером АС. В случае невозможности прямой проверки, испытания необходимо проводить в условиях максимально имитирующих реальное состояние оборудования и комплекса средств автоматизации АСУ ТП.

11.8.9. Техническое обслуживание и ремонт комплекса средств автоматизации АСУ ТП должны проводиться в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером АС, разработанным на основании требований заводской документации и нормативных документов, действующих в атомной энергетике.

11.8.10. Техническое обслуживание, ремонт и проверка комплекса средств автоматизации АСУ ТП должны производиться при соблюдении условий и пределов безопасной эксплуатации энергоблока АС в сроки установленные проектом и действующими в атомной энергетике нормативными документами.

11.8.11. Метрологическое обеспечение комплекса средств АСУ ТП должно соответствовать требованиям главы 11.9. настоящих Правил.

Запрещается эксплуатировать системы и технические средства комплекса средств АСУ ТП в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, не прошедшие поверки и калибровки.

11.8.12. При эксплуатации АСУ ТП на АС должны обеспечиваться сбор, обработка, анализ и хранение информационной базы об отказах комплекса средств автоматизации АСУ ТП. (КСА АСУ ТП).

11.8.13. Техническими и организационными мероприятиями должен быть исключен несанкционированный доступ в помещения, где размещены КСА АСУ ТП.

11.8.14. При организации эксплуатации АСУ ТП обязанности структурных подразделений по обслуживанию КСА АСУ ТП, программному обеспечению ее должны быть определены приказом по АС. Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслуживания должен быть утвержден главным инженером атомной станции.

11.8.15. Подразделения, обеспечивающие эксплуатацию АСУ ТП, должны вести проектную, заводскую, эксплуатационную и нормативную документацию по перечню, утвержденному главным инженером АС.

 

11.9. Метрологическое обеспечение

11.9.1. Под метрологическим обеспечением эксплуатации атомных станций (АС) понимают установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности измерений.

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

— номенклатура основных параметров, подлежащих контролю, нормы точности измерений, методики выполнения измерений, типы средств измерений;

— номенклатура методик поверки и калибровки средств измерений и информационно-измерительных систем;

— технические требования к помещениям для обслуживания, ремонта, поверки и хранения средств измерений;

— нормативы численности персонала, выполняющего работу по метрологическому обеспечению эксплуатации АС и его квалификацию.

Метрологическое обеспечение эксплуатации АС осуществляется на этапах строительства, эксплуатации, а также вывода из эксплуатации.

11.9.3. Нормативными основами метрологического обеспечения АС являются: Закон РФ “Об обеспечении единства измерений”, государственные стандарты и другие нормативные документы Государственной системы обеспечения единства измерений, устанавливающие правила и нормы метрологического обеспечения эксплуатации АС.

11.9.4. Эксплуатирующая организация организует:

— метрологическую экспертизу проектов АС и другой НД для АС;

— метрологическую аттестацию важнейших методик выполнения измерений;

— унификацию и стандартизацию методик выполнения измерений и методик поверки, применяемых на АС.

11.9.5. Для осуществления метрологического контроля и надзора и выполнения работ по обеспечению единства и требуемой точности измерений на АС создается метрологическая служба.

Метрологическая служба АС должна иметь положение, разработанное в соответствии с “Типовым положением о метрологической службе государственных органов управления Российской Федерации и юридических лиц”, определяющим правовой статус, компетенцию, структуру, основные задачи, права и обязанности метрологической службы.

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

— структурное подразделение главного метролога в центральном аппарате государственного органа управления;

— головную и базовые организации метрологической службы в отрасли, назначенные государственным органом управления;

— метрологические службы предприятия, объединения, организации, в том числе метрологическую службу АС.

11.9.7. Государственный метрологический контроль и надзор осуществляют органы Государственной метрологической службы.

11.9.8. Средства измерений и информационноизмерительные системы, эксплуатируемые на АС, подлежащие государственному метрологическому контролю и надзору, подвергаются поверке органами Государственной метрологической службы или другими, на то уполномоченными организациями, в течение всего срока эксплуатации. Под поверкой средств измерений понимают совокупность операций, выполняемых органами государственной метрологической службы (или другими, на то уполномоченными организациями) с целью определения и подтверждения соответствия средств измерений и информационно-измерительных систем установленным техническим требованиям.

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

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

11.9.10. Право поверки средств измерений и информационно-измерительных систем может быть предоставлено аккредитованным метрологическим службам АС в соответствии с правилами ПР 50.2.014 “Аккредитация метрологических служб юридических лиц на право поверки средств измерений”.

11.9.11. Поверка средств измерений и информационно-измерительных систем осуществляется физическими лицами, аттестованными в качестве поверителя органом Государственной метрологической службы в соответствии с правилами ПР 50.2.012 “Порядок аттестации поверителей средств измерений”.

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

11.9.13. Средства измерений и информационно-измерительные системы, не подлежащие поверке, могут подвергаться калибровке в течение всего срока эксплуатации. Под калибровкой средств измерений и информационно-измерительных систем понимают совокупность операций, выполняемых с целью определения и подтверждения действительных значений метрологических характеристик и (или) пригодности к применению средства измерений, не подлежащего государственному метрологическому контролю и надзору.

Калибровка средств измерений и информационноизмерительных систем производится метрологической службой АС с использованием эталонов, соподчиненным государственным эталонам единиц величин. Эталон единицы величин есть средство измерений, предназначенное для воспроизведения и хранения единицы величин (или кратных либо дольных значений единицы величины) с целью передачи ее размера другим средствам измерений данной величины.

Результаты калибровки удостоверяются калибровочным знаком, наносимым на средство измерений, или сертификатом о калибровке, а также записью в эксплуатационных документах. Калибровка средств измерений и информационно-измерительных систем осуществляется физическими лицами, аттестованными в соответствии с порядком, установленным Государственной метрологической службой РФ.

11.9.14. Графики калибровки средств измерений и информационно-измерительных систем утверждаются главным инженером АС.

11.9.15. Средства измерений и информационноизмерительные системы, применяемые для наблюдения за изменением физических величин без оценки их значений с нормированной точностью, относятся к разряду “индикаторы” и калибровке не подлежат. Перечень средств измерений и информационно-измерительных систем, переведенных в разряд индикаторов, утверждается главным инженером АС.

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

11.9.17. Применение в эксплуатации средств измерений и информационно-измерительных систем в сферах распространения государственного метрологического контроля и нпдзора, не прошедших испытания и утверждения типа, запрещается.

11.9.18. Метрологическая служба должна располагать соответствующей документацией, включающей:

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

— документы, касающиеся обеспечения поддержания в надлежащем состоянии эталонов и вспомогательного оборудования, графики поверки, паспорта, эксплуатационную документацию;

— документы, определяющие систему хранения информации и результатов поверки и калибровки (протоколы, рабочие журналы и т.п.);

— методики выполнения измерений, применяемые в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, аттестованные в установленном порядке в соответствии с ГОСТ 8.010.

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

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

11.10. Радиационная безопасность

11.10.1. Общие положения.

11.10.1.1. При проектировании, эксплуатации и снятии АС с эксплуатации должны выполнятся требования “Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций” (СПАС) и “Правил радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций” (ПРБ АС).

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

11.10.1.3. Руководители структурных подразделений АС обязаны обеспечить соблюдение требований СПАС и ПРБ АС в своих подразделениях и на закрепленном оборудовании.

11.10.1.4. Осуществление радиационного контроля на АС, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения АС, методическое руководство работами по обеспечению радиационной безопасности и контроль за соблюдением всеми работающими на АС правил радиационной безопасности возлагается на отдел (цех) радиационной безопасности АС.

Запрещается вменять в обязанность данному подразделению любые другие, кроме вышеназванных, функции.

11.10.1.5. На каждой АС должна быть разработана “Инструкция по радиационной безопасности при эксплуатации АС”, учитывающая положения нормативных документов по радиационной безопасности, требования которой должны быть направлены на выполнение основных принципов радиационной безопасности:

— непревышение установленного основного дозового предела;

— исключение всякого необоснованного облучения;

— снижение дозы облучения до возможно низкого уровня;

— максимально возможное ограничение поступления радиоактивных веществ в окружающую среду.

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

Руководители сторонних организаций должны обеспечить наличие у направляемого на АС персонала справок о годности к работе в условиях воздействия ионизирующих излучений и дозовой квоты на период работы на данной АС.

11.10.1.7. Каждый работник АС должен:

— знать и выполнять требования “Инструкции по радиационной безопасности...” в объемах, определенных должностными инструкциями;

— стремиться к выполнению своих должностных обязанностей с наименьшими дозовыми нагрузками, учитывая беспороговое воздействие радиации на организм;

— бережно относиться к используемым средствам индивидуального и коллективного (средства контроля загрязнения рук, тела, одежды и других) радиационного контроля;

— применять предписанные средства индивидуальной защиты, исключающие возможность внутреннего облучения (СИЗ органов дыхания) и снижающие внешнее облучение рентгеновским и бета-излучениями;

— выполнять все указания работников отдела (цеха) радиационной безопасности, касающиеся обеспечения радиационной безопасности, при выполнении работ.

11.10.1.8. Вся информация о радиационной обстановке на АС, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдение АС, а также показатели радиационной безопасности АС должны быть открытыми и доступными всему персоналу АС, представителям органов государственного регулирования безопасности, местных органов власти, общественности и средств массовой информации.

11.10.1.9. Показателями радиационной безопасности АС являются:

— количество нарушений в работе АС с радиационными последствиями;

— уровень облучаемости персонала и командированных на АС лиц;

— величина газоарозольных выбросов;

— величина жидких сбросов;

— величина протечки теплоносителя первого контура во второй (для АС с ВВЭР).

11.10.1.10. Работы в условиях фактической или потенциальной радиационной опасности, когда радиационная обстановка в месте проведения работ заставляет ограничивать их продолжительность, должны выполняться по дозиметрическим нарядам. Такие же работы, но нетребующие подготовки рабочего места и ограничения их продолжительности, могут выполняться по распоряжениям.

Радиационно-опасные работы, для которых технологичскими картами и инструкцями не предусмотрены требования по обеспечению радиационной безопасности, должны проводиться по программам, согласованным отделом радиационной безопасности местным органом Минздрава России и утвержденным главным инженером АС.

11.10.1.11. Контрольные уровни воздействия АС наокружающую среду (уровень газоарозольных выбросов и жидких сбросов) и показателей радиационной обстановки на АС (мощность дозы гамма-излучения, уровни загрязнения поверхностей помещений, оборудования и загрязнения воздухарабочих помещений) устанавливается администрацией АС по согласованию с местным органом Минздрава России.

Контрольные уровни облучения персонала АС устанавливаются эксплуатирующей организацией, превышение которых в обоснованных случаях допускается с ее письменного разрешения.

11.10.1.12. Планируемое повышенное облучение персонала сверх ПДД применяется только в случае ликвидации последствий радиационной аварии в порядке, установленном “Нормами радиационной безопасности”, с письменного разрешения эксплуатирующей организации.

11.10.1.13. Все случаи нарушения правил радиационной безопасности, которые стали причиной незапланированного повышенного облучения персонала или загрязнения окружающей среды должны быть расследованы и приняты меры, предотвращающие повторение подобных случаев. Сообщения о таких нарушениях и результаты их расследования должны передаваться в эксплуатирующую организацию и соответствующие органы государственного регулирования безопасности.

11.10.1.14. Ответственность за нарушение требований правил радиационной безопасности несут административно-технические работники АС, которые не обеспечили соблюдение подчиненным персоналом требований правил и не приняли необходимых мер по предупреждению нарушений, а также лица, непосредственно нарушившие эти правила.

11.10.1.15. Все АС должны иметь в технологических регламентах эксплуатации энергоблоков значения пределов нормальной и безопасной эксплуатации по радиационным параметрам.

11.10.1.16. Нарушения в работе АС, связанные с превышением пределов безопасной эксплуатации по радиационным параметрам, должны расследоваться в соответствии с “Положением о порядке расследования и учета нарушений в работе атомных станций”.

11.10.2. Основные критерии и пределы.

11.10.2.1. Атомная станция считается безопасной, если при нормальной эксплуатации и проектных авариях ее радиационное воздействие на персонал, население и окружающую среду ограничивается установленными для этих состояний АС пределами.

11.10.2.2. При проектных авариях на действующих и строящихся АС, ТЭО (проекты) которых утверждены до 1 января 1994 года (дата ввода в действие НД “Размещение атомных станций. Основные критерии и требования по обеспечению безопасности”), радиационные последствия должны ограничиваться уровнями, не требующими принятия обязательных мер по защите населения (т.е. на границе санитарнозащитной зоны и за ее пределами дозы облучения населения не должны превышать верхний уровень значений, установленных НД “Критерии для принятия решений о мерах защиты населения в случае аварии ядерного реактора”).

11.10.2.3. При проектных авариях на АС, ТЭО (проекты) которых не утверждены до 1 января 1994 года, радиационные последствия должны ограничиваться уровнями, не требующими принятия любых мер защиты населения, (т.е. на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределами дозы облучения населения не должны превышать нижний уровень значений, установленных НД “Критерии для принятия решения о мерах защиты населения в случае аварии ядерного реактора”).

11.10.2.4. При проектных и запроектных авариях на АС меры защиты персонала должны осуществляться в соответствии с “Планом мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС”.

“План мероприятий...” должен вводиться в действие одновременно с объявлением на АС состояния “аварийная обстановка” при достижении показателей радиационной обстановки в обслуживаемых помещениях зоны строгого режима АС, на территории промплощадки или санитарно-защитной зоны (в любом месте, по любому из нормируемых показателей) до значений, приведенных в “Типовом содержании плана мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС”.

В случае ухудшения радиационной обстановки в периодически обслуиваемых и необслуживаемых помещениях зоны строгого режима АС меры защиты персонала (ограждение аварийной зоны, удаление персонала) должны осуществляться в соответствии со специальными инструкциями, разрабатываемыми на АС в соответствии с “Общими положениями обеспечения безопасности АС” без ввода в действие “Плана мероприятий...”.

11.10.2.5. При запроектных авариях на АС меры защиты населения должны осуществляться в соответствии с “Планом мероприятий по защите населения в случае аварии на АС”. Администрация АС должна информировать органы местной власти (и другие органы в соответствии с “Положением об объявлении...”) об аварии на АС и рекомендовать местным органам власти ввод в действие “Плана мероприятий по защите населения...” при достижении показателей радиационной обстановки в зоне наблюдения АС значений, приведенных в “Типовом содержании плана мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС”.

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

а) по газоаэрозольным выбросам:

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

б) по жидким сбросам:

— часть значения допустимого сброса (ДС) по любому нормируемому радионуклиду или их сумме, пропорциональная прошедшему с начала календарного года времени;

— значение допустимой концентрации (ДКб) по отдельным нормируемым радионуклидам (если в сбросе присутствует один радионуклид) или их сумме, определенной в соответствии с “Нормами радиационной безопасности”.

в) по облучаемости персонала:

— значение предельно-допустимой дозы облучения персонала.

11.10.2.7. Пределами безопасной эксплуатации энергоблоков АС по радиационным параметрам являются:

а) по газоаэрозольным выбросам:

— значение допустимого выброса ДВ радионуклидов или их групп (ИРГ, ДЖН, йод-131) за год.

б) по жидким сбросам:

— значение допустимого сброса ДС по любому нормируемому радионуклиду или их сумме.

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

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

 

11.11. Техника безопасности

11.11.1. Проектирование (конструирование), изготовление, эксплуатация и ремонт оборудования зданий и сооружениий АС должны отвечать требованиям НД в области техники безопасности и охраны труда.

11.11.2. На АС, организациях и предприятиях атомной энергетики на основании типового положения должны быть разработаны “Положения о системе управления охраной труда”, учитывающие особенности и специфику конкретного предприятия (организации).

11.11.3. На руководителей АС, организаций и предприятий атомной энергетики возлагается персональная ответственность и общее руководство, а на главных инженеров — организация работы по технике безопасности и радиационной безопасности в целях обеспечения безопасных условий труда.

Начальники подразделений, смен и мастера обязаны обеспечить проведение организационных и технических мероприятий по созданию безопасных условий труда, обучение и инструктаж безопасным приемам выполнения работы и осуществление контроля за соблюдением требований техники безопасности и радиационной безопасности.

11.11.4. На АС, предприятиях и организациях отрасли должно быть организовано лечебно-профилактическое обслуживание:

— предварительное, при поступлении на работу, и периодические медицинские осмотры;

— профессиональный отбор для установления физиологической и психофизиологической пригодности к безопасному выполнению работ по отдельным операциям и видам работ;

— предрейсовые медицинские осмотры водителей автотранспортных средств;

— лечебно-профилактическое питание и санитарно-бытовое обслуживание.

11.11.5. Тепломеханическое оборудование, приспособления, другое оборудование и установки, подконтрольные Госатомнадзору и Госгортехнадзору России должны быть зарегистрированы с оформлением паспорта и подвергаться испытаниям в соответствии с требованиями правил и норм органов государственного регулирования безопасности.

11.11.6. Защитные средства, приспособления и инструменты, применяемые при ремонте и обслуживании оборудования, зданий и сооружений атомной энергетики, должны подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормами и правилами.

При ремонте оборудования АС должны применяться устройства, снижающие уровень радиации на рабочих местах, спецодежда и средства индивидуальной защиты; осуществляться мероприятия, направленные на снижение уровней загрязнения радиоактивными веществами поверхностей оборудования, помещений и спецодежды, а также предупреждение распространения и локализацию загрязнений.

11.11.7. Ответственность за несчастные случаи, профессиональные отравления и случаи незапланированного облучения персонала, происшедшие на производстве, несут руководители, которые не обеспечили выполнения правил техники безопасности, радиационной безопасности и производственной санитарии и не приняли должных мер для предотвращения несчастных случаев, профессионального отравления и незапланированного облучения персонала, а также лица, непосредственно нарушившие указанные правила.

11.11.8. Каждый несчастный случай, каждый случай повышенного облучения персонала, а также все другие нарушения правил техники безопасности и радиационной безопасности, должны быть расследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры по предотвращению повторения подобных случаев.

Сообщения о несчастных случаях, случаях повышенного облучения персонала их расследование и учет должны расследоваться в соответствии с “Положением о порядке расследования и учету несчастных случаев на производстве”.

11.11.9. Материалы расследования тяжелых отдельных и групповых несчастных случаев, случаев со смертельным исходом, случаев незапланированного облучения персонала, происшедших на АС, предприятиях и организациях отрасли, а также соответствующие циркуляры и обзоры должны прорабатываться с персоналам и должны быть разработаны мероприятия по предупреждению аналогичных случаев.

11.11.10. В случае возникновения радиационных аварий, пожаров и других нарушений в работе персонал АС и прикомандированные с других предприятий и организаций должны принять меры по предупреждению развития аварии, выполнить необходимые защитные меры и покинуть рабочее место установленным маршрутам эвакуации.

11.11.11. Весь производственный персонал АС, предприятий и организаций отрасли должен быть обучен практическим приемам освобождения работника, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания первой помощи, а также приемам оказания первой помощи при других несчастных случаях.

11.11.12. При проведении строительномонтажных, наладочных и ремонтных работ на действующих атомных станциях прикомандированным персоналом должны быть составлены согласованные мероприятия по технике безопасности, производственной санитарии, радиационной, взрыво- пожаробезопасности, учитывающие взаимодействие строительномонтажного, наладочного, ремонтного и эксплуатационного персонала.

Ответственность за выполнение указанных мероприятий несут руководители соответствующих организаций и предприятий.

11.11.13. Прикомандированный на АС персонал для выполнения работ в зоне строгого режима должен пройти обучение в соответствии с действующими правилами и нормами.

11.11.14. На каждой АС должны быть определены места размещения медицинских аптечек для оказания первой помощи, а также средств для транспортировки пострадавших; определена номенклатура постоянного запаса медикаментов и перевязочных средств в аптечках.

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

 

11.12. Пожарная безопасность

11.12.1. При обеспечении пожарной защиты энергооборудования, зданий и сооружений АС следует руководствоваться требованиями действующих на АС, предприятиях, организациях нормативных документов по пожарной безопасности.

На руководителей АС, предприятий и организаций атомной энергетики возлагается персональная ответственность и общее руководство вопросами пожарной безопасности, а на главных инженеров — разработка и выполнение противопожарных мероприятий, контроль за соблюдением установленного противопожарного режима, обеспечение постоянной готовности систем автоматического обнаружения и установок пожаротушения, организация противопожарных тренировок и руководство работой пожарно-технической комиссии.

На руководителей подразделений, служб, мастерских, лабораторий, складов и участков возлагается ответственность за пожарную безопасность закрепленных помещений и оборудования, а также за наличие и исправное состояние первичных средств пожаротушения.

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

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

11.12.3. На АС, предприятиях и организациях атомной энергетики создаются при необходимости пожарно-технические комиссии, возглавляемые главными инженерами и организуется учеба персонала по пожарно-техническому минимуму. Каждый работник обязан знать и строго выполнять правила пожарной безопасности, применительно к обслуживаемому участку.

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

11.12.5. За системами автоматического обнаружения и тушения пожаров должен быть установлен постоянный надзор, осуществляемый специально назначенными работниками. Закрепление за ними указанных систем и график их проверки утверждается директором АС.

11.12.6. Каждый случай пожара и загорания должен быть расследован в соответствии с действующими нормативными документами специально назначенной комиссией, с участием работников Государственной противопожарной службы, для установления причин убытков, виновников возникновения пожара (возгорания) и разработки противопожарных мероприятий.

11.12.7. Производственные, вспомогательные, подсобные и бытовые здания и сооружения АС, предприятий и организаций атомной энергетики не реже, чем 1 раз в квартал должны осматриваться пожарно-технической комиссией. Выявленные недостатки должны устраняться в сроки, установленные этой комиссией.

11.12.8. Производство электросварочных, газосварочных, других огневых и пожароопасных работ должно выполняться с соблюдением требований действующих нормативных документов.

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

11.12.10. Руководителем тушения пожара до прибытия пожарного подразделения является начальник смены АС.

По прибытии пожарного подразделения руководство тушением пожара принимает на себя старший оперативный начальник, а начальник смены АС должен информировать его о состоянии оборудования, уровнях радиации, способах индивидуальной защиты и возможности ведения работ по пожаротушению.

 

11.13. Соблюдение природоохранных требований

11.13.1. При размещении, проектировании, строительстве, эксплуатации и выводе из эксплуатации атомных станций должны выполняться требования законодательных актов и действующих нормативных документов по охране окружающей среды.

11.13.2. На этапе выбора площадки для строительства АС должны быть подготовлены исходные данные о состоянии природной среды в районе расположения АС с целью получения “фоновых” (химических и радиоактивных) данных о состоянии природной среды и сельскохозяйственных угодий, как основы для последующих оценок влияния действующих АС.

11.13.3. При эксплуатации АС должно быть обеспечено рациональное использование природных ресурсов и непревышение установленных природоохранным законодательством и нормативными документами требований в части теплового и химического загрязнения окружающей среды.

Количество загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду, не должно быть выше значений предельно допустимых или временно согласованных в установленном порядке выбросов и сбросов.

11.13.4. В условиях нормальной эксплуатации на АС доминирующими являются химическое и тепловое загрязнение окружающей среды, радиоактивное воздействие выходит на первый план только в случае запроектных аварий.

Для обеспечения сохранения экологически допустимых уровней загрязнения, гарантирующих безопасность населения и объектов окружающей среды, должен быть организован контроль выбросов и сбросов АС в соответствии с действующими нормативными документами.

11.13.5. На АС должна быть предусмотрена система автоматизированного контроля, которая должна обеспечивать измерение значений контролируемых параметров, характеризующих радиационное состояние АС, окружающей среды при всех режимах работы АС, включая запроектные аварии, а также при прекращении эксплуатации АС.

11.13.6. Для обнаружения возможных утечек радиоактивных жидких сред на территории площадки АС, расположенной не на вечномерзлых грунтах, должны предусматриваться проектом наблюдательные скважины. Наблюдательные скважины должны быть оборудованы средствами отбора проб воды для контроля.

11.13.7. При использовании атомной станции для целей отопления и горячего водоснабжения промышленной зоны и коммунального сектора должен осуществляться контроль радиоактивности тепловой сети и отопительных приборов в соответствии с действующими НД.

11.13.8. Атомные станции, исходя из местных природных, санитарных, технико-экономических условий должны иметь пункты захоронения (хранения) радиоактивных отходов.

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

Обращение с жидкими или твердыми радиоактивными отходами, их хранение (захоронение) должно производиться в соответствии с требованиями “Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций”.

11.13.9. До начала предпусковых наладочных работ должны быть приняты в эксплуатацию установки для очистки и обработки сточных вод.

11.13.10. В случае нарушений пределов и/или условий безопасной эксплуатации АС, сопровождающихся радиационными последствиями, администрация АС обязана поставить в известность эксплуатирующую организацию, соответствующие органы государственного регулирования безопасности в установленном порядке, а также органы местного самоуправления, находящиеся в районе 30-ти километровой зоны АС.

11.13.11. Атомные станции обязаны контролировать и учитывать выбросы и сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и количество забираемой из водоемов и сбрасываемой в них воды.

 

11.14. Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на АС.

11.14.1. В соответствии с требованиями “Положения о российской системе предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях” (РСЧС) в эксплуатирующей организации должно быть разработано положение о системе предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях (СЧС) эксплуатирующей организации атомных станций.

Положение должно определять основные задачи, силы, средства, организацию и порядок функционирования системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях эксплуатирующей организации.

СЧС эксплуатирующей организации является подсистемой отраслевой системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях (ОСЧС) Минатома России

11.14.2. СЧС эксплуатирующей организации предназначена для предупреждения чрезвычайных ситуаций на атомных станциях, предприятиях и организациях, обеспечивающих эксплуатацию АС, в мирное и военное время, а в случае их возникновения — для локализации и ликвидации их последствий, обеспечения безопасности персонала и членов их семей, защиты природной среды и уменьшения ущерба.

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

Конкретные структуры СЧСО, их задачи, силы и средства, порядок функционирования определяются атомными станциями, предприятиями и организациями, непосредственно обеспечивающими эксплуатацию АС.

11.14.4. Основными задачами СЧС эксплуатирующей организации являются:

— проведение в эксплуатирующей организации единой государственной политики в области предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, защиты жизни и здоровья персонала и членов их семей, природной среды, материальных и культурных ценностей при их возникновении в мирное и военное время;

— формирование в эксплуатирующей организации системы экономических, правовых и организационных мер, направленных на предупреждение и ликвидацию чрезвычайных ситуаций, обеспечение радиационной, технической и экологической безопасности;

— разработка и осуществление мероприятий по предотвращению чрезвычайных ситуаций на АС, соблюдению норм и правил, действующих в области атомной энергетики;

— обеспечение постоянной готовности:

а) дежурно-диспетчерских служб эксплуатирующей организации, оперативного персонала атомных станций, персонала предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС;

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

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

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

д) сил и средств СЧС эксплуатирующей организации к действиям в чрезвычайных ситуациях , проведению работ по их ликвидации.

— организация взаимодействия СЧС эксплуатирующей организации с ГКЧС России, ОСЧС Минатома России, министерствами и ведомствами, администрациями областей и районов, на территориях которых размещены атомные станции, командованием нацеленных на АС воинских частей и территориальных сил ГО для оказания помощи в ликвидации чрезвычайных ситуаций и проведению мероприятий в чрезвычайных ситуациях;

— сбор, обобщение, анализ и оценка информации о состоянии безопасности на объектах эксплуатирующей организации и обеспечение оперативной передачи информации на всех уровнях;

— прогнозирование и оценка радиационной, химической и инженерной обстановки, социально-экономических последствий чрезвычайных ситуаций;

— подготовка сил и средств, персонала атомных станций, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС, к действиям в чрезвычайных ситуациях, подготовка и повышение квалификации кадров специалистов СЧС эксплуатирующей организации;

— организация экстренной помощи атомным станциям в случае аварий или радиационно-опасных ситуаций;

— обеспечение первоочередной помощи пострадавшему персоналу и населению города (поселка) АС;

— организация физической защиты атомных станций во всех режимах функционирования СЧС эксплуатирующей организации.

11.14.5. Организационная структура СЧС эксплуатирующей организации должна включать в себя:

а) руководящие органы:

— комиссию по чрезвычайным ситуациям эксплуатирующей организации (КЧС);

— объектовые комиссии по чрезвычайным ситуациям атомных станций, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций (ОКЧС).

Комиссии по чрезвычайным ситуациям предназначены для организации и непосредственного руководства выполнением работ по предупреждению чрезвычайных ситуаций, а в случае их возникновения— для руководства ликвидацией их последствий.

Рабочими органами комиссий по чрезвычайным ситуациям являются штабы ГОЧС, которые организуют работу по выполнению принятых комиссиями решений.

б). силы и средства ликвидации чрезвычайных ситуаций:

— специальные ведомственные формирования атомных станций (СВФ);

— военизированые пожарные части атомных станций (ВПЧ);

— специальные части внутренних войск МВД РФ, охраняющие атомные станции;

— группа оказания экстренной помощи атомным станциям в случае аварий (ОПАС);

— аварийно-технический центр (АТЦ);

— воинские части гражданской обороны РФ, инженерных и химических войск МО России, территориальные формирования гражданской обороны, нацеленные на АС для оказания помощи в ликвидации чрезвычайных ситуаций;

— невоенизированные формирования и службы гражданской обороны атомных станций, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию АС;

— учреждения и формирования медицинской службы Федерального управления медико-биологических и экстремальных проблем при Минздраве России и при главах администраций.

11.14.6. Деятельность СЧС эксплуатирующей организации должна включать в себя планирование, подготовку и осуществление мероприятий по предупреждению и действиям в чрезвычайных ситуациях в мирное и военное время и осуществляться в соответствии с “Планом основных мероприятий гражданской обороны эксплуатирующей организации”, “Планами мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС” атомных станций, “Положением о порядке объявления аварийной обстановки, оперативной передачи информации и организации экстренной помощи атомным станциям в случае радиационно-опасных ситуаций” и “Положением о системе предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях эксплуатирующей организации”.

11.14.7. В зависимости от обстановки должны быть определены три режима функционирования СЧС эксплуатирующей организации:

— режим повседневной деятельности;

— режим повышенной готовности (состояние “Аварийная готовность”);

— чрезвычайный режим ( состояние “Аварийная обстановка”).

Решение о введении соответствующего режима функционирования принимают комиссии по чрезвычайным ситуациям эксплуатирующей организации, атомных станций, предприятий и организаций, непосредственно обеспечивающих эксплуатацию атомных станций.

11.14.8. Для проверки и повышения готовности звеньев СЧС эксплуатирующей организации должны периодически проводиться:

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

— учебно-методические сборы или командно-штабные учения с группой ОПАС и аварийно-техническим центром — не реже 1 раза в год;

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

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

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

— тренировки по подготовке объектов к действиям в условиях чрезвычайных ситуаций— 2 раза в год;

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

— тренировки по связи — 2 раза в год;

— комплексные учения по отработке всех мероприятий, предусмотренных “Планом мероприятий по защите персонала в случае аварии на АС” с участием объектовых комиссий по чрезвычайным ситуациям, взаимодействующих воинских частей и территориальных формирований ГО, а также органов МВД и МО — 1 раз в 3 года.

11.14.9. В зависимости от масштабов чрезвычайной ситуации ликвидацией ее последствий должна заниматься соответствующая комиссия (КЧСО, СЧС эксплуатирующей организации, ОКЧС и т.д.).

Централизованная помощь в случае чрезвычайных ситуаций на атомных станциях должна осуществляться в рамках межотраслевой системы оказания экстренной помощи атомным станциям в случаях радиационно-опасных ситуаций (ОПАС).

В рамках этой системы должна быть создана группа в состав которой должны входить представители научных, проектных организаций, министерств , ведомств, силы и средства которых принимают участие в работах по ликвидации последствий аварий на атомных станциях ( Минатом России, МВД России, Минобороны России, МЗ России, Росгидромет и т.д.).

 

 

 

 

 

 

 

12. ТЕРРИТОРИЯ, ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ

ЗДАНИЯ, СООРУЖЕНИЯ,

САНИТАРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА

 

12.1. Территория

12.1.1. Территория АС должна соответствовать требованиям “Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций”, “Правил радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций”, “Требованиям по выбору площадок АС” и НД по охране окружающей среды.

12.1.2. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений, соблюдения требований по охране окружающей среды должны быть выполнены и содержаться в должном порядке и исправном состоянии:

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

— системы очистки вентиляционных выбросов от пыли, радиоактивных газов и аэрозолей;

— сооружения для очистки загрязненных сточных вод и промливневой канализации;

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

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

— железнодорожные пути и переезды, автомобильные дороги, подъезды к пожарным гидрантам, 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 и зоны наблюдения;

— ограждение, освещение, озеленение и благоустройство территории.

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

12.1.4. Должен быть обеспечен проезд транспортных средств и механизмов ко всем сооружениям и зданиям, расположенным на территории АС, а также вдоль водопроводящих и отводящих каналов, водоподпорных и ограждающих плотин и дамб, трасс подземных трубопроводов.

12.1.5. Пешеходные дороги на территории АС должны соединить между собой все здания и обеспечивать безопасность передвижения в местах пересечения с транспортными коммуникациями.

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

12.1.7. При выявлении на территории АС блуждающих токов должна быть обеспечена антикоррозийная защита подземных металлических сооружений и коммуникаций.

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

12.1.9. Контроль за режимом грунтовых вод — уровнем воды в контрольных скважинах (пьезометрах) должен проводиться: в первый год эксплуатации не реже чем 1 раз в месяц, в последующие годы — в зависимости от изменений уровня грунтовых вод, но не реже чем 1 раз в квартал.

В карстовых зонах контроль за режимом грунтовых вод должен быть организован по специальным программам и в сроки, предусмотренные местной инструкцией.

Измерение температуры воды и отбор проб воды на химический анализ из скважин должен проводиться в соответствии с местной инструкцией.

Контроль за активностью грунтовых вод производить в соответствии с указаниями отдела (службы) радиационной безопасности и требованиями санитарных органов надзора.

Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

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

12.1.11. Транспортировка по территории АС радиоактивных материалов, отходов, загрязненного оборудования и приборов, изотопов должны проводиться в соответствии с правилами транспортировки радиоактивных материалов и источников ионизирующих излучений с использованием проектных технологических схем, устройств и приспособлений.

Транспортировка отработанного топлива, жидких и твердых радиоактивных отходов на территории АС, по трассам, не предусмотренных проектом, может быть выполнена по разрешению главного инженера АС и соблюдением установленных правил.

 

12.2. Производственные здания, сооружения, санитарно-технические устройства

12.2.1. Здания, в которых размещается оборудование с радиоактивным теплоносителем, хранилища радиоактивных отходов, а также другие здания или отдельные помещения, в которых производят работы с радиоактивными веществами, материалами и приборами, включая и ремонт радиоактивного оборудования, должны быть спроектированы и эксплуатироваться в соответствии с “Санитарными правилами проектирования и эксплуатации атомных станций” и “Правилами радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций”.

12.2.2. За состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений должно производиться систематическое наблюдение в объеме, определяемом местной инструкцией.

Кроме систематического наблюдения 2 раза в год (весной и осенью) должен проводиться общий технический осмотр для выявления дефектов и повреждений, а после стихийных бедствий (ураганных ветров, обильных ливней или снегопадов, пожаров, землетрясений) или аварий  внеочередной осмотр.

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

При осеннем техническом осмотре должна проверяться подготовка зданий и сооружений к зиме.

12.2.4. Тщательный контроль должен быть установлен за производственными зданиями и сооружениями, возведенными на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах и в районах многолетней мерзлоты, а также эксплуатируемых при постоянной вибрации.

12.2.5. На АС должны проводиться наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования: в первый год эксплуатации 3 раза, во второй — 2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадков — 1 раз в год, после стабилизации осадков (1 мм в год и менее) — 1 раз в 5лет.

12.2.6. При наблюдении за сохранностью зданий и сооружений должно контролироваться состояние подвижных опор температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

12.2.7. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение с использованием маяков и инструментальными измерениями. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

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

12.2.9. Не допускается пробивка отверстий и проемов, установка, подвеска и крепление технологического оборудования транспортных средств, трубопроводов и других устройств, не предусмотренных проектом, без согласования с проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (помещения).

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

Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных должны быть определены предельные нагрузки и указаны на табличках, устанавливаемых на видных местах.

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

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

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

12.2.13. Вентиляционные и аэрационные установки должны быть работоспособны и обеспечивать в производственных помещениях оптимальные параметры воздушной среды, надежность работы оборудования и долговечность строительных конструкций.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

13. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И

ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО АС

 

13.1. Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование

13.1.1. Гидротехнические сооружения АС (водоподпорные плотины и дамбы, каналы, туннели, трубопроводы, водозаборы и водосбросы и т.д.) должныудовлетворять проектным требованиям устойчивости, прочности, долговечности.

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

При эксплуатации гидротехнических сооружений должны быть обеспечены их безопасное состояние и надежная работа, а также бесперебойная и экономичная работа технологического оборудования.

13.1.2. В бетонных гидротехнических сооружениях должны своевременно устраняться повреждения вызываемые коррозией бетона, кавитацией, трещинообразованием, повышенной деформацией и другими неблагоприятными явлениями, связанными с воздействиями воды и нагрузок. При необходимости должна проводиться проверка прочности бетона на участках, подверженных воздействию фильтрующейся воды и расположенных в зонах переменного уровня. При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению с установленной проектом должны проводиться мероприятия по их усилению.

13.1.3. Земляные плотины и дамбы должны быть защищены от размыва.

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

Бермы и кюветы каналов должны регулярно очищаться от грунта осыпей и выносов, откосы и гребни земляных сооружений должны быть освобождены от деревьев и кустарника, если они не предусмотрены проектом. На подводящих и отводящих каналах в необходимых местах должны устанавливаться лестницы, мостики и ограждения.

13.1.4. Складирование грузов и устройство каких либо сооружений, в том числе причалов, на бермах и откосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения не допускается без проектного обоснования. Опасная зона должна быть отмечена на месте отличительными знаками.

13.1.5. Участки откосов земляных откосов земляных плотин и дамб, при недостаточно глубоком расположении грунтовых вод в низовом клине, во избежание промерзания и разрушения должны иметь дренажные устройства или утепления.

13.1.6. Дренажные устройства для отвода профильтровавшейся воды должны быть оборудованы водомерными приспособлениями и содержаться в исправном состоянии. Вода из дренажных устройств должна отводиться от сооружений непрерывно. При обнаружении выноса грунта фильтрационной водой необходимо принять меры к его прекращению.

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

13.1.8. Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов, каналов и напорных трубопроводов, а также изменение уровней воды должны проводиться постепенно со скоростями, исключающими появление недопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, оползание откосов, возникновение вакуума и ударных явлений в трубопроводах; допускаемые скорости опорожнения и наполнения должны быть указаны в местной инструкции.

13.1.9. При эксплуатации напорных трубопроводов должны быть:

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

— обеспечена нормальная работа компенсационных устройств;

— автоматически действующие защитные устройства, предусмотренные на случай разрыва трубопроводов, должны постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

13.1.10. Аэрационные устройства напорных трубопроводов должны быть надежно утеплены и при необходимости оборудованы обогревом. Систематически в сроки, указанные в местной инструкцией, должны проводиться проверки состояния аэрационных устройств.

13.1.11. Металлические напорные трубопроводы и металлические части гидротехнических сооружений, в том числе градирен и брызгальных бассейнов, должны быть защищены от коррозии и абразивного износа, а деревянные части — от гниения.

13.1.12. Должна быть обеспечена надежная работа уплотнений деформационных швов.

13.1.13. На каждой АС в местной инструкции должен быть изложен план действий персонала при возникновении на гидротехнических сооружениях аварийных ситуаций. В плане должны быть определены обязанности персонала, способы устранения аварийных ситуаций, запасы материалов, средства связи и оповещения, транспортные средства, пути передвижения и т.п.

13.1.14. Противоаварийные устройства, водоотливные водоспасательные средства должны содержаться в исправном состоянии и постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

13.1.15. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен проводиться выборочно в зависимости от их состояния, не создавая помех в работе.

13.1.16. Вдоль водоподводящих и обводящих каналов, водоподпорных и ограждающих плотин и дамб, трасс подземных трубопроводов большого диаметра должны быть предусмотрены проходы для их осмотра.

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

13.1.17. Систематический контроль за гидротехническими сооружениями на АС является основным средством для оценки состояния и условий их работы.

13.1.18. Ответственность за организацию надзора за гидротехническими сооружениями, за своевременное выявление аварийных ситуаций, разработку и выполнение мероприятий по их устранению несут: в период строительства до приемки в эксплуатацию полностью законченного строительством гидроузла — строительная организация (генеральный подрядчик), в период эксплуатации — АС.

13.1.19. При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатацию заказчику должны быть переданы:

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

— данные анализа результатов натурных наблюдений с указанием предельно допустимых по условиям устойчивости и прочности сооружений показаний КИА — проектной организацией.

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

В период эксплуатации по решению АС (эксплуатирующей организации) состав КИА и обьем наблюдений могут быть сокращены или увеличены в зависимости от состояния гидросооружений.

На АС должны быть ведомость и схема размещения всей КИА с указанием даты установки каждого прибора и начальных отсчетов; состояние КИА должно проверяться в сроки, указанные местной инструкцией.

13.1.21. На каждой АС должна быть местная программа натурных наблюдений, утвержденная главным инженером АС. В сроки, установленные местной программой, и в предусмотренном ею объеме должны проводиться наблюдения за:

— осадками и смещениями сооружений и их оснований, деформациями трещинами в сооружениях и облицовках, состоянием деформационных и строительных швов, креплением откосов земляных плотин и дамб каналов и выемок, состоянием трубопроводов;

— фильтрационным режимом в основании и теле земляных, бетонных сооружений и береговых 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, оползневыми явлениями, заилением и зарастанием каналов и бассейнов, переработкой берегов водоемов;

— воздействием льда на сооружения, их обледенением.

При необходимости должны быть организованы наблюдения за вибрацией сооружения, сейсмическими нагрузками на них, прочностью и водонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием и температурным режимом конструкций, коррозией металла и бетона, состоянием сварных швов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участках гидросооружений и др. При существенных изменениях условий эксплуатации гидросооружений должны проводиться дополнительные наблюдения по специальным программам.

В местных инструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения должны быть указаны критерии его безопасного состояния, с которыми должны сравниваться данные, полученные с помощью КИА.

13.1.22. На всех гидротехнических сооружениях должны быть установлены базисные и рабочие реперы. Оси основных гидротехнических сооружений должны быть надежно обозначены на местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами. Анкерные опоры напорных трубопроводов должны иметь марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

Водоподпорные и ограждающие плотины и дамбы, каналы, туннели должны иметь знаки, отмечающие попикетно длину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также места расположения скрытых под землей или водой устройств.

13.1.23. Контрольно-измерительная аппаратура должна быть защищена от повреждений. Пьезометры и контрольные скважины должны быть защищены от засорения и промерзания. Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснования запрещается. Отметки верха пьезометров периодически, но не реже 1 раза в год, должны проверяться нивелировкой.

13.1.24. Ежегодно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на АС должны назначаться паводковые комиссии. Комиссия проводит осмотр и проверку подготовки к половодью (паводку) всех гидротехнических сооружений, их механического оборудования, подъемных устройств, руководит пропуском половодья (паводка) и после его прохождения снова осматривает сооружения.

13.1.25. Осмотр подводных частей сооружений и туннелей, предусмотренный проектом или местной инструкцией должен проводиться после первых 2 лет эксплуатации и далее по мере необходимости, но не реже 1 раза в 5 лет.

13.1.26. Механическое оборудование гидротехнических сооружений (затворы и защитные ограждения с их механизмами), средства его дистанционного автоматического управления и сигнализации, а также подъемные и транспортные устройства общего назначения должны постоянно содержаться в исправности и находиться в состоянии готовности к работе.Должна быть обеспечена возможность маневрирования затворами водосбросных сооружений, предназначенными для использования при пропуске половодья, путем их освобождения от наледей и ледяного припая непосредственно перед весенним половодьем.

13.1.27. Механическое оборудование гидросооружений должно периодически осматриваться и проверяться в соответствии с утвержденным графиком.

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

13.1.29. При маневрировании затворами их движение должно происходить беспрепятственно, без рывков и вибрации, при правильном положении ходовых и отсутствии деформации опорных частей. Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов, правильная посадка их на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Затворы не должны иметь перекосов и недопустимых деформаций при работе под напором.

Нахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкций гидросооружений, запрещается.

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

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

На каждой АС должны быть установлены предельные по условиям прочности и экономичности значения уровней на сороудерживающих решетках.

Механическое оборудование должно быть защищено от коррозии и обрастания дрейсеной.

13.1.32. В необходимых случаях должно быть обеспечено утепление или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимних условиях.

13.1.33. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и брызгальных устройств должны проводиться ежегодно в весенний и осенний период. Обнаруженные дефекты должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура при положительных температурах воздуха должны быть установлены в горизонтальном положении.

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций должно восстанавливаться по мере необходимости. Водосборные бассейны, а также асбоцементные листы обшивок башен градирен должны иметь надежную гидроизоляцию.

13.1.34. Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться не реже 2 раз в год — весной и осенью. Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, а вышедшие из строя заменены. Водосборные бассейны градирен должны не реже 1 раза в 2 года очищаться от ила и мусора.

13.1.35. Конструкции оросителей градирен должны очищаться от минеральных и органических отложений.

13.1.36. Решетки и сетки градирен и брызгальных устройств должны осматриваться 1 раз в смену и при необходимости очищаться, чтобы не допускать перепада воды на них выше установленного проектом.

13.1.37. При эксплуатации градирен и брызгальных устройств в зимних условиях обледенение конструктивных элементов охладителей и прилегающей территории не допускается.

Во избежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструкционных элементов и территории зимой брызгальные устройства должны работать с пониженным напором. При уменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла и отключены крайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора у разбрызгивающих сопл должно быть обеспечено путем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а также отвода на части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе их брызгального устройства должна быть не ниже 10 °С.

13.1.38. При наличии параллельно работающих градирен и уменьшения зимой общего расхода воды во избежание обледенения оросителя плотность орошения в градирнях должна быть не менее 6 м3/ч на 1 м2 площади орошения, а температура воды на выходе градирен — не ниже 10 °С.

13.1.39. При кратковременном отключении градирен или брызгального устройства в зимний период должна быть обеспечена циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.

13.1.40. Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирен должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек — не реже 1 раза в 5 лет.

 

13.2. Водное хозяйство АС, гидрологическое и метеорологическое обеспечение.

13.2.1. При эксплуатации водного хозяйства атомных станций должны быть обеспечены: бесперебойная подача охлаждающей воды в необходимых количествах, регулирование температурного режима с целью поддержания экономичного вакуума и предотвращения загрязнений конденсаторов и циркуляционных водоводов. Одновременно должны быть учтены потребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (рыбного хозяйства, водного транспорта, водоснабжения, орошения) и условия охраны природы.

13.2.2. К моменту приемки в эксплуатацию атомной станции проектной организацией должны быть переданы дирекции:

— согласованные с заинтересованными организациями “Правила эксплуатации водохранилища”;

— гидравлические характеристики водопропускных (водосбросных) сооружений.

По мере накопления эксплуатационных данных эти Правила и характеристики должны уточняться и дополняться.

13.2.3. До наступления минусовой температуры наружного воздуха и появления льда должны быть проверены и отремонтированы шугосбросы и шугоотстойники, очищены от сора и топляков водоприемные устройства и подводящие каналы, решетки и пазы затворов, а также подготовлены устройства для обогрева решеток и пазов затворов, проверены шугосигнализаторы и микротермометры.

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

13.2.5. При прямоточном, смешанном и оборотном водоснабжении АС с водохранилищами-охладителями (при необходимости) должна осуществляться рециркуляция 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.

13.2.6. Перед ледоставом и в период ледостава должны проводиться систематические (не реже 1 раза в сутки) измерения температуры воды на участках водозаборов с целью обнаружения признаков ее переохлаждения. Порядок включения обогрева и устройств для расчистки решеток от льда должен быть определен местной инструкцией.

13.2.7. При заилении водохранилищ, бьефов, бассейнов или каналов необходимо промывать бьефы, водохранилища, пороги водоприемников, осветлять воду в отстойниках, предохранять водохранилища (бассейны, бьефы) от заиления путем проведения режимных мероприятий, применять берегоукрепительные и наносоудерживающие устройства или удалять наносы механическими средствами.

13.2.8. В случае возможности попадания в приемные сооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника, должны проводиться кратковременные интенсивные промывки. При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов должно проводится при помощи механизмов.

13.2.9. На каждой АС, в водохранилище которой имеется залежи торфа, должен быть организован перехват всплывающих масс торфа выше створа водозаборных сооружений, преимущественно в местах всплывания. Перехваченный торф должен отбуксироваться в бухты и на отмели и надежно закрепляться.

13.2.10. При развитии водной растительности в водохранилищах охладителях, брызгальных бассейнах и градирнях для ее уничтожения следует применять активные способы: механические, биологические, химические. Применение химических способов допускается с разрешения органов Госкомэкологии России и Госкомрыболоства России.

13.2.11. Задачами гидрологического и метеорологического обеспечения АС являются:

— получение гидрологических и метеорологических данных для оптимального ведения режимов работы АС, планирование использования водных ресурсов и организации правильной эксплуатации гидротехнических сооружений и водохранилищ;

— контроль за использованием водных ресурсов на АС;

— получение данных для регулирования водного стока, пропуска половодий и паводков, организации ирригационных и санитарных пропусков, обеспечение расходов воды на водоснабжение и т.п.;

— получение информации для своевременного принятия мер по предотвращению или уменьшению ущерба от стихийных явлений.

13.2.12. Атомные станции должны регулярно получать от органов Роскомгидромета 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 градовые предупреждения);

— гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации АС.

При необходимости АС должны получать от органов Роскомгидромета данные по физическим, химическим и гидробиологическим показателям и уровню загрязнения вод, а также экстренную информацию о резких изменениях уровня загрязнения вод.

13.2.13. Объем и сроки передачи гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях устанавливаются для каждой АС соответствующими органами Роскомгидромета.

Прогнозы Роскомгидромета и фактические гидрологические и метеорологические явления регистрируются на АС.

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

— уровнями воды в бьефах водонапорных сооружений, у водозаборных сооружений, в каналах;

— расходами воды, пропускаемыми через гидротехнические сооружения и используемым технологическим 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).

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

13.2.16. Водомерные посты должны периодически, не реже чем через 5 лет, проверяться нивелировкой. Вблизи реек и свай должен скалываться лед, а автоматические посты на зимний период должны утепляться.

13.2.17. Информация об аварийных сбросах АС загрязняющих веществ, а также о нарушении ими установленного режима использования водных объектов должна немедленно передаваться местным органом Роскомгидромета непосредственно атомными станциями.

13.2.18. На водохранилищах-охладителях должен осуществляться контроль за качеством воды и при необходимости должны приниматься меры для предотвращения загрязнения ее промышленными, радиоактивными и бытовыми стоками, приводящими к нарушению требований санитарных норм, загрязнению и коррозии оборудования атомных станций.

 

13.3. Техническое водоснабжение

13.3.1. При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

— бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемого качества;

— предотвращение загрязнений конденсаторов турбин, теплообменного оборудования и трубопроводов систем технического водоснабжения;

— выполнение требований правил и норм по охране окружающей среды;

13.3.2. Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и другого теплообменного оборудования, коррозии, “цветения” воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия.

Выбор мероприятий должен определяться местными условиями, их эффективностью, допустимостью по условиям эксплуатации теплообменного оборудования, охраны окружающей среды.

Очистка теплообменного оборудования, циркуляционных водопроводов и каналов должна производиться по мере необходимости.

Уничтожение высшей водной растительности и борьба с “цветением” воды в водохранилищах-охладителях химическим способом допускается только с разрешения Госкомэкологии России и Госкомрыболовства России.

13.3.3. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды при эксплуатации АС должны производиться:

а) в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными бассейнами:

— подкисление, либо фосфатирование воды или комбинированные методы ее обработки — подкисление и фосфатирование; подкисление, фосфатирование, известкование и др.;

— при подкислении добавочной воды серной и соляной кислотами щелочной буфер в ней поддерживать не менее 1,0—0,5 мг-экв/кг;

— при вводе кислоты в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0—2,5 мг-экв/кг;

— при применении серной кислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигло уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфатов кальция;

— при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней фосфатов в пересчете на РО4-3 — поддерживать в пределах 2,0—2,7 мг/кг;

При применении оксиэтиленфосфановой кислоты содержание ее в циркуляционной воде, в зависимости от химического состава, поддерживать в пределах 0,25—4,0 мг/кг; в продувочной воде содержание этой кислоты ограничить по ПДК до 0,9 мг/кг:

б) в системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями осуществлять водообмен в период лучшего качества воды в источнике подпитки. При накипеобразующей способности охлаждающей воды, а также при наличии в ней ила, песка и гидробионитов, которые могут осаждаться в трубах теплообменного оборудования, с вводом первого энергоблока АС обязателен ввод в эксплуатацию системы шариковой очистки с эластичными губчатыми резиновыми шариками для конденсаторов турбин.

Для периодической промывки конденсаторов турбин и других теплообменников должны быть предусмотрены установки кислотной промывки и очистки промывочных растворов.

13.3.4. При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском дрейсены или другими биоорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой. Допускается применение и других, в том числе химических, методов борьбы с обрастанием по согласованию с органами Госкомэкологии России и Госкомрыболовства России.

Для борьбы с моллюском дрейсены необходимо поддерживать скорость воды в трубопроводах более 1,5 м/сек и не допускать образования застойных зон в системах технического водоснабжения.

Борьба с отмершими моллюсками дрейсены осуществляется установкой фильтр-ловушек на трубопроводах и удалением моллюска из подводящего тракта к блочной насосной станции.

13.3.5. Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в них не уменьшилась более 0,3 м против проектного значения.

13.3.6. При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

— оптимальный режим из условий достижения экономически наивыгоднейшего вакуума в конденсаторах турбин;

— эффективность охлаждения согласно нормативных характеристик турбин.

13.3.7. Оптимальные режимы работы гидроохладителей водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок АС.

При увеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1 °С по сравнению с требуемой по нормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

13.3.8. Системы технического водоснабжения ответственных потребителей (обеспечивающие системы безопасности) и важные для безопасности гидротехнические сооружения, должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями, разработанными на основании проекта, технологического регламента по эксплуатации энергоблока АС.

 

 

14. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АС И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

 

14.1. Топливно-транспортное хозяйство.

14.1.1. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны обеспечиваться:

— бесперебойная работа железнодорожного транспорта АС и механизированная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн и судов в установленные сроки и в соответствии с Уставом и Правилами технической эксплуатации железных дорог РФ и Уставом внутреннего водного транспорта РФ;

— приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

— механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива;

— своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива.

14.1.2. Качество всех видов поставляемого АС топлива должно соответствовать ГОСТ и техническим условиям на поставку.

В договорах на поставку топлива должны быть указаны:

— для ядерного топлива — типы и количество ТВС, масса и изотопный состав топлива;

— для жидкого топлива — марка топлива и предельное содержание серы;

— для газообразного топлива котлов — низшая теплота сгорания газа.

В договорах также должна быть предусмотрена равномерная (по графику) отгрузка твердого и жидкого топлива.

14.1.3. На АС должны периодически проводиться анализы качества поступающего жидкого и газообразного топлива, кроме того, контрольные анализы топлива должны проводиться во всех случаях, вызывающие сомнения в соответствии качества топлива ГОСТ и условиям поставки.

Пробы поступающего топлива должны отбираться согласно действующим стандартам и правилам. В случае обнаружения расхождений с данными поставщика ему должны быть предъявлены в установленном порядке материальные претензии.

14.1.4. На АС должен быть обеспечен учет всего количества прибывающего топлива.

Вес всего жидкого топлива должен определяться путем взвешивания или по обмеру в цистернах (при поступлении по железной дороге и автотранспортом), обмеру в судах и калибровочным таблицам (при поступлении водным путем).

Количество всего газообразного топлива должно определяться по приборам, установленным на АС, и пересчитываться на условия, соответствующие стандарту: при температуре газа +20 °С и давлении 780 мм рт. ст.

14.1.5. Весы, используемые для учета топлива, должны проверяться и регулироваться по графику, утвержденному директором АС. Кроме того, весы должны предъявляться государственным поверителям в сроки, установленные Госстандартом России.

14.1.6. Прибывший состав с топливом должен быть осмотрен. При обнаружении поврежденных вагонов или цистерн, а также при наличии видимых потерь топлива в пути составляется акт и предъявляются претензии железной дороге.

При выявлении недогруза топлива, превышающего установленные нормы естественной убыли при транспортировке, а также погрешности устройств для обмера или взвешивания, АС должна предъявлять транспортирующей организации или поставщикам топлива материальные претензии.

14.1.7. Движение поездов, а также подача и уборка вагонов должны быть организованы в соответствии с “Инструкцией о порядке обслуживания и организации движения на подъездном пути” и осуществляться по “Единому технологическому процессу работы подъездных путей электростанций и станций примыкания” (ЕТП), составленному применительно к данной АС, с учетом принятого в проекте порядка выгрузки вагонов и цистерн и в соответствии с указаниями “Правил перевозки грузов МПС”.

В договора, заключаемые АС с предприятиями МПС и другими предприятиями, осуществляющими транспортно-экспедиционное обслуживание, должны быть включены требования о соблюдении этими предприятиями положений настоящих Правил.

14.1.8. Сооружения и устройства пристанционных железнодорожных путей, сигнализация и связь, а также подвижной состав, находящийся в ведении электростанции, должны содержаться и ремонтироваться в соответствии с требованиями МПС.

14.1.9. Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного управления, технологические защиты и блокировки разгрузочных и размораживающих устройств, агрегатов и устройств топливоподачи, хозяйств жидкого газового топлива должны содержаться в исправности и периодически проверяться.

 

 

 

ПРИЕМ, ХРАНЕНИЕ И ПОДГОТОВКА К СЖИГАНИЮ

ЖИДКОГО ТОПЛИВА

 

На напорные трубопроводы жидкого топлива должны быть составлены паспорта установленной формы.

14.1.10. Сливные лотки должны содержаться в исправности и чистоте. Мазут из сливных лотков после окончания слива должен быть спущен полностью и лотки закрыты крышками.

Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны периодически очищаться.

14.1.11. При сливе мазута в паропроводах сливного пункта должны поддерживаться давление пара 8-13 кгс/см2 (0,82—1,3 МПа) и температура 200—250 °C.

14.1.12. Сопла разогревающих устройств эстакад для слива мазута не должны допускать общий расход пара на цистерну более 900 кг/ч.

14.1.13. В приемных емкостях мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работу перекачивающих насосов.

В приемных емкостях и резервуарах мазутосклада нагрев мазута до температуры свыше 90 °С не разрешается.

14.1.14. Металлические резервуары, находящиеся в районах со среднегодовой температурой воздуха +9 °С и ниже, должны быть теплоизолированы. Изоляция должна поддерживаться в исправности.

14.1.15. Резервуары мазута должны очищаться от донных отложений по мере необходимости.

Внутренний осмотр с устранением замеченных недостатков должен проводиться не реже чем 1 раз в 5 лет.

14.1.16. Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке резервуаров, лотков, приемных емкостей, фильтров, мазутоподогревателей и других устройств, должны сжигаться в специально отведенных местах. Хранение этих остатков на территории электростанций запрещается. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые утверждаются главным инженером АС.

Расход топлива должен учитываться по измерению его количества в резервуарах либо расходомерами.

14.1.17. Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна обеспечивать бесперебойную подачу подогретого и профильтрованного топлива в количестве, требуемом нагрузкой котлов, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

14.1.18. В напорных трубопроводах котельных, оборудованных механическими форсунками, должно поддерживаться номинальное давление жидкого топлива с колебаниями не более + 1 кгс/см2.

14.1.19. Вязкость мазута в котельной не должна превышать, град. ВУ:

— для электростанций, применяющих механические и паромеханические форсунки — 2,5;

— при применении паровых и ротационных форсунок — 6.

14.1.20. Фильтры должны очищаться при повышении их сопротивления на 50 % по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.

Отжиг фильтрующей сетки при очистке запрещается.

Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловой мощности на 30 % номинальной.

14.1.21. Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны содержаться в состоянии готовности к немедленному включению в работу.

Проверка включения резервного насоса от действия устройств автоматического ввода резерва (АВР) должна проводиться по утвержденному графику, но не реже одного раза в месяц.

14.1.22. Напорные и циркуляционные трубопроводы жидкого топлива котельной и газотурбинной установок должны постоянно находиться в работе. При выводе трубопровода в ремонт он должен быть надежно отключен от действующих, тщательно дренирован и пропарен.

14.1.23. Перед включением резервуаров с мазутом в работу после длительного хранения топлива должна быть отобрана из придонного слоя (до 0.5 м) проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание мазута большой обводненности в котельную.

14.1.24. Текущий и капитальный ремонт насосов жидкого топлива должны проводиться по утвержденному графику и в сроки, соответствующие требованиям завода-изготовителя: текущий ремонт — не реже 1 раза в 1,5 года, капитальный — не реже 1 раза в 3 года.

14.1.25. По утвержденному графику, но не реже чем 1 раз в неделю, должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры и давления топлива, подаваемого к агрегатам, и правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров топлива в резервуарах.

По утвержденному графику должны проводиться:

— наружный осмотр мазутопроводов и арматуры— не реже 1 раза в год и выборочная ревизия арматуры — не реже одного раза в 4 года.

14.1.26. Прием, хранение и подготовка к сжиганию заменителей мазута должны осуществляться в соответствии с директивными указаниями и местными инструкциями.

 

 

 

ПОДАЧА ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА

 

14.1.27. Эксплуатация газового хозяйства АС должна быть организована в соответствии с “Правилами безопасности в газовом хозяйстве” Госгортехнадзора России; “Правилами пользования газом в народном хозяйстве”; “Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающих на природном газе”; “Положением о газовой службе и лицах, ответственных за газовое хозяйство электростанций и котельных”; “Положением о ведомственном надзоре за состоянием газовых хозяйств тепловых электростанций”.

14.1.28. Колебания давления газа в газопроводе котельной не должно превышать значений, указанных в местной инструкции, но не выше +10 % рабочего.

По графику, но не реже чем 1 раз в месяц, должно проверяться действие сигнализации максимального и минимального давлений газа в газопроводе котельной после автоматических регуляторов давления.

14.1.29. При заполнении газом газопроводы должны продуваться до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

При продувках газопроводов выпуск газовоздушной смеси должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какоголибо источника огня.

При освобождении от газа газопроводы должны продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Окончание продувки определяется анализом, при котором остаточное содержание газа в продувочном воздухе, должно быть не более 1/5 нижнего предела воспламенения газа.

14.1.30. По утвержденному графику, но не реже чем 1 раз в 2 дня, должен проводиться обход трассы подземных газопроводов, находящихся на территории электростанции или в ее ведении. При этом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода другие колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные, канализационные), коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

14.1.31. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором.

При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев и других подземных сооружений спускаться в них запрещается. Анализ воздуха в подвалах зданий может проводиться непосредственно в подвале газоанализаторами во взрывозащитном исполнении, а при отсутствии их — путем отбора пробы воздуха из подвала и анализа ее вне здания.

При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов и других сооружений курить и пользоваться открытым огнем запрещается.

14.1.32. При обнаружении газа в каком-либо из сооружений должны быть дополнительно проверены подвалы и другие подземные сооружения в радиусе 50 м от газопровода и организовано их проветривание.

Одновременно с проветриванием сооружений и подвалов должны приниматься неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

14.1.33. Установленная в колодцах арматура газопроводов (задвижки, краны, компенсаторы) должна подвергаться периодическому осмотру по утвержденному графику, но не реже чем 1 раз в год.

Ремонт арматуры, установленной на газопроводах, должен проводиться по необходимости.

14.1.34. Проверка плотности соединений газопроводов, а также отыскание мест утечек газа на газопроводах в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии.

Проверка плотности подземных газопроводов и состояния их изоляции должна быть организована в зависимости от условий эксплуатации газопроводов по графику, но не реже 1 раза в 5 лет с помощью приборов без вскрытия грунта. Результаты проверки должны заноситься в паспорта газопроводов и учитываться при назначении видов и сроков их ремонта.

Применение огня для обнаружения утечек газа запрещается. Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

14.1.35. На проездах, где проложены газопроводы, перед проведением работ по капитальному ремонту или реконструкции дорожного покрытия газопроводы независимо от срока их предыдущей ревизии и ремонта должны осматриваться и при необходимости ремонтироваться.

14.1.36. Осмотр арматуры газопроводов должен быть организован по графику, но не реже одного раза в год. По результатам осмотра должны быть определены вид и срок ремонта аппаратуры.

Внешний и внутренний осмотры помещений ГРП с отбором и анализом проб воздуха на загазованность на уровне 0,25 м от пола и 0,4 — 0,7 м под потолком должны проводиться ежесуточно.

В помещениях ГРП и котельных должен быть обеспечен по утвержденному графику контроль за содержанием газа в воздухе.

14.1.37. Техническое обслуживание газового оборудования должно быть организовано по графику, но не реже одного раза в месяц. Плановый ремонт должен проводиться не реже одного раза в год с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов, фильтров, если в паспорте заводов-изготовителей не указаны другие сроки.

Корпус фильтра после выемки фильтрующей кассеты должен тщательно очищаться. Разборка и очистка должны проводиться вне помещений.

Очистка фильтра должна осуществляться также по достижении допустимого значения перепада давления, которое указывается в местных инструкциях.

Проверка настройки и действия предохранительных устройств (запорных, сбросных), а также приборов авторегулирования должна проводиться перед пуском газа, после длительного (не более 2 месяцев) останова оборудования, а также при эксплуатации не реже 1 раза в 2 месяца, если в инструкции завода-изготовителя не указаны другие сроки.

14.1.38. Ремонт устройств вентиляции, сети освещения и телефона должен проводиться немедленно после выявления их неисправности.

Ремонт установки электрохимической защиты подземных газопроводов должен быть организован по графику, но не реже 1 раза в год.

14.1.39. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через специальные штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопровода. Конденсат должен собираться в передвижные емкости и утилизироваться.

Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию запрещается.

 

14.2. Котельные установки

14.2.1. При 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 заводской инструкции.

14.2.2. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами питательного тракта. Котлы давлением ниже 100 кгс/см2 и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению.

Непосредственно после химической очистки и щелочения должны быть приняты меры по защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.

14.2.3. Перед пуском котла из ремонта или длительного резерва (более 3 суток) должны быть проверены исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, защит и блокировок, средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены. При неисправности защит, действующих на останов котла, пуск его запрещается.

14.2.4. Котел должен пускаться под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после выхода из капитального или среднего ремонта — под руководством начальника цеха или его заместителя.

14.2.5. Перед растопкой котел должен заполняться только деаэрированной питательной водой. Заполнение неостывшего барабанного котла для проведения растопки разрешается при температуре, указанной в технической документации завода-изготовителя.

Если температура в какой-либо точке барабана превышает 140 °C, заполнение его водой для гидроопрессовки запрещается.

14.2.6. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны вентилироваться дымососом и дутьевым вентилятором не менее 10 мин с расходом воздуха не менее 25 % номинального.

14.2.7. Перед растопкой котла на газе должна быть проведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками в соответствии с “Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающего на природном газе”.

14.2.8. Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, рециркуляция горячего воздуха и др.). Подогрев воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период должен быть как правило, не ниже 90°C.

14.2.9. С момента начала растопки котла должен осуществляться контроль за уровнем воды в барабане.

Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться:

— для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) — при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см2 (0,1 МПа) и вторично перед включением в общий паропровод;

— для котлов давлением более 40 кгс/см2 (3,9 МПа) — при избыточном давлении в котле 3 кгс/см 2 (0,3 МПа) и вторично при давлении 15—30 кгс/см2 (1,5—3 МПа).

Снижение уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).

14.2.10. Растопка котла из различных тепловых состояний должна выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе результатов испытаний пусковых режимов, инструкции завода-изготовителя.

14.2.11. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже чем 1 раз в год, должно проверяться по реперам тепловое перемещение барабанов и коллекторов.

При растопках и остановах котлов должен осуществляться контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должна превышать допустимых значений, рассчитанных для конкретных условий в соответствии с “Методическими указаниями по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и парогенераторов энергетических блоков”.

14.2.12. Если до пуска котла на нем проводились работы с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3—5 кгс/см2 (0,3—0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении запрещается.

14.2.13. Режим работы котла должен осуществляться в строгом соответствии с режимной картой, составленной на основе испытаний оборудования и инструкции по эксплуатации. Режимная карта должна корректироваться в случае реконструкции котла или изменения марки топлива.

14.2.14. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане не должен превышать, а нижний не должен быть ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний.

14.2.15. Поверхности нагрева котельных агрегатов с газовой стороны должны содержаться в чистоте путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, виброочистка, дробеочистка и другие устройства). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны находиться в постоянной готовности к действию.

Периодичность очистки поверхностей нагрева должна регламентироваться графиком или местной инструкцией.

14.2.16. На котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5 %: должна осуществляться как правило, организация его сжигания при малых (1,02—1,03) коэффициентах избытков воздуха на выходе из топки при обязательном выполнении установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и автоматикой процесса горения).

Газомазутные водогрейные котлы должны эксплуатироваться с коэффициентами избытка воздуха за конвективными поверхностями нагрева не выше 1,1.

14.2.17. Механические и паромеханические мазутные форсунки перед установкой на место должны испытываться на водяном стенде с целью проверки производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Применение нетарифицированных форсунок запрещается. Каждый котлоагрегат должен быть обеспечен запасным комплектом форсунок.

Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте не должна превышать 1,5 %.

14.2.18. При эксплуатации котлов температура воздуха (°C), поступающего в воздухоподогреватель, должна поддерживаться не ниже:

Вид топлива  Воздухоподогреватели  

  трубчатые  регенеративные  

Мазут с содержанием серы более 0,5 %  110  70  

Мазут с содержанием серы менее 0,5 %  90  50  

 

В случаях сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,02) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухонагревателями может быть снижена против указанных значений и установлена на основании опыта эксплуатации.

Воздух перед водогрейным котлом должен подогреваться до положительных температур.

14.2.19. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха запрещается.

Схема подвода пара для продувки механических форсунок и мазутопровода в пределах котла должна исключать возможность попадания мазута в паропровод.

14.2.20. Топочные устройства котлов при сжигании газообразного топлива должны соответствовать требованиям “Правил безопасности в газовом хозяйстве”.

14.2.21. Обмуровка котлоагрегатов должна поддерживаться в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25 °С температура на поверхности обмуровки не должна превышать 45 °С. Потери тепла с поверхности обмуровки котлов не должна превышать 300 ккал/(м2 ч).

14.2.22. Топка и весь газовый тракт котлоагрегата должны быть плотными.

Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5 %, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч — 3 %.

Присосы воздуха в топку и газовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейных котлов должны быть не более 5 %.

Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого воздуха для нормальной нагрузки котлов.

14.2.23. Присосы воздуха должны контролироваться путем осмотра установки и контрольным газовым анализом, проводимым не реже чем 1 раз в месяц, а также до и после текущего, среднего и капитального ремонтов.

Присосы в топку должны определяться не реже 1 раза в год. Неплотности топки и газоходов котла должны устраняться на работающем котле (где это возможно по условиям техники безопасности) и при его остановках.

14.2.24. Эксплуатационные испытания котла должны проводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров от заданных.

Котлы должны иметь необходимые приспособления для проведения эксплуатационных испытаний.

14.2.25. При выводе котла в резерв или ремонт должны приниматься меры по консервации поверхностей нагрева котлов и калориферов в соответствии с действующими руководящими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

14.2.26. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана запрещается.

14.2.27. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после снижения давления в нем до атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений— при температуре воды не выше 80 °С через водогрейный котел. В газоходах должна поддерживаться температура выше 0 °С.

14.2.28. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен вестись до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей.

Контроль за температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов в водогрейном котле может быть прекращен не ранее, чем 24 ч после останова.

14.2.29. Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действием защит или персоналом в случаях:

— недопустимого повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех водоуказательных приборов;

— быстрого снижения уровня воды в барабане несмотря на усиленное питание котла;

— выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного и водогрейного котла (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) 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 других заменяющих их предохранительных устройств;

— недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек, недопустимого снижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с;

— разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, выпучин, пропусков в сварных швах в основных элементах котла (барабане, коллекторе, внешнем сепараторе, 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 (при работе котла на одном из этих видов топлива);

— взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоуловителе, разогрева докрасна несущих балок каркаса при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

— снижению расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого значения более, чем на 10 с;

— падения давления воды перед водогрейным котлом ниже допустимого;

— повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой по условиям вскипания (ниже на 10 °С температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению в выходном коллекторе);

— пожара, угрожающего персоналу или оборудованию, а также цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в систему защиты котла;

— исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и на всех контрольно-измерительных приборах;

— в котельных, работающих на газовом топливе кроме того, в случаях предусмотренных правилами и инструкциями по безопасности в газовом хозяйстве;

— разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.

14.2.30. Котел должен быть остановлен в случаях:

— обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро, водоперепускных и водоопускных трубах котлов, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

— недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если снизить температуру 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 автоматического управления, а также контрольно-измерительных приборов.

Время останова котла в этих случаях определяется главным инженером АС.

 

14.3. Паротурбинные установки

14.3.1. При 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.

14.3.2. Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

— устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

— устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

— удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах.

14.3.3. Значения основных параметров, характеризующих качество работы систем регулирования паровых турбин, должно быть выдержаны в эксплуатации на уровне, указанном в действующем ГОСТ 24277 “Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические условия”.

14.3.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбин от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин и действующих “Методических указаний по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин”, утвержденных Главтехуправлением Минэнерго СССР.

14.3.5. Автомат безопасности должен срабатывать при превышении частоты вращения ротора турбины на 10—12 % сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

— стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

— стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отбора пара, слива сепарата;

— отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

14.3.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытана увеличением частоты вращения в следующих случаях: после монтажа турбины, перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети , после длительного (более 30 суток) простоя, после разборки автомата безопасности. Кроме того, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, а также отдельных ее узлов и периодически не реже 1 раза в 4 месяца. В этих случаях допускается испытание без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

14.3.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими “Методическими указаниями…”, а для турбин, критерии проверки которых не оговорены инструкциями завода-изготовителя или Методических указаниях, не должно быть выше 50 % номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

14.3.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход — перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода — ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

14.3.9. Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе 1 раз в месяц, если заводом-изготовителем не установлены иные сроки. При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

14.3.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям п. 14.3.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:

— после монтажа турбины;

— непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Кроме того, после монтажа турбины или капитального ее ремонта, а также ремонта основных узлов систем регулирования и парораспределения должны быть сняты характеристики регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимые для построения статической характеристики.

14.3.11. Испытание 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 или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

14.3.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены причины этих отклонений.

14.3.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера АС. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.

14.3.14. При 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.

14.3.15. Резервные и аварийные масляные насосы систем смазки, регулирования, уплотнения и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий и резервный маслонасосы систем смазки имеют индивидуальные электроприводы, проверка автоматического включения включения резерва перед остановом не проводится.

14.3.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы защиты “Пожар  масло” должна быть проверена перед пуском из холодного состояния.

14.3.17. Запорная арматура, установленная на маслопроводах до и после маслоохладителей, на всасывающих и напорных сторонах резервных и аварийных маслонасосов, до и после выносных фильтров на линиях аварийного слива масла из маслобаков турбин и в схеме масляных уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

14.3.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

14.3.19. При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:

— профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений трубок конденсатора со стороны охлаждающей воды (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);

— периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормальными значениями на 0,005 кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

— контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

— контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

— проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % должны быть не выше значений, определяемых по формуле

Gb = 1,5  (8 + 0,065N),

где N — номинальная электрическая мощность турбоустановки АС на конденсационном режиме, МВт;

— проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

— проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

— контроль за радиоактивностью конденсата и парогазовой смеси на выхлопе из пароструйных эжекторов (для паротурбинных установок АС). Методы контроля за работой конденсационной установки и его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

14.3.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации в соответствии с техническими условиями проекта должны обеспечивать:

— нормативные температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

— надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Степень нагрева питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раз в месяц).

14.3.21. Эксплуатация подогревателей высокого давления (ПВД) при отсутствии или неисправности элементов их защиты и неисправности клапанов регуляторов уровня запрещается.

При наличии группового аварийного обвода ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит или неисправности клапана регуляторов уровня хотя бы на одном из ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД эксплуатация всей группы запрещается.

Подача питательной воды в ПВД без включения защиты запрещается.

При обнаружении неисправности защиты подогревателя или клапана регулятора уровня ПВД или группа ПВД должны быть немедленно отключены. При неисправном состоянии каких-либо других, кроме клапана, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый главным инженером электростанции.

14.3.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску — с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.

14.3.23. Перед пуском турбины из ремонта или холодного состояния должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Средства защиты и блокировки при пусках агрегата из других состояний должны проверяться в соответствии с местными инструкциями.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта — начальник цеха или его заместитель.

14.3.24. Пуск турбины запрещается в случаях:

— отклонений показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

— неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

— дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

— неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения;

— отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

— отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

14.3.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины запрещается. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).

14.3.26. При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запрещается. При наличии системы защиты по предельному уровню вибрации уставка срабатывания должна быть настроена на отключение турбоагрегата при вибрации 11,2 мм/с.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации оной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если происходит плавное (в течение примерно 3 суток) возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации больше 1,8 мм/с недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты меры к ее устранению в срок, определенный главным инженером, но не более 7 суток.

Вибрация должны измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля, обеспечивающей измерение вибраций всех опорных и опорно-упорных подшипников турбоагрегатов в трех взаимно перпендикулярных направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала турбоагрегата.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. Сопоставление измеренных размахов колебаний с нормативными среднеквадратическими значениями виброскоростей осуществляется исходя из следующих соотношений:

Среднеквадратическое значение

виброскорости, мм/с  4,5  7,1  11,2

Эквивалентное значение размаха

виброперемещений, мкм,

при частоте вращения турбины:

1500 об/мин  50  130  200

3000 об/мин  30  65  100

Изменение вибрации на 1мм/с эквивалентно изменению размаха колебаний на 20 мкм.

Для турбоагрегатов мощностью менее 200 МВт допускается использование переносных виброизмерительных приборов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

14.3.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях против номинального при данном расходе пара должно быть не более 10 %. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть проведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

14.3.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности работы турбоустановки, оценки эффективности ремонтов должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

14.3.29. Турбина должна быть отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит в случаях:

— повышения частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;

— недопустимого осевого сдвига ротора;

— недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

— недопустимого снижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

— недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;

— недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

— воспламенения масла на турбоагрегате;

— недопустимого понижения перепада давления “масло-водород” в системе уплотнений вала генератора;

— недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы уплотнений вала генератора;

— отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

— отключения генератора из-за внутреннего повреждения;

— недопустимого повышения давления в конденсаторе;

— недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

— внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

— появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

— появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;

— недопустимого снижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

— появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

— обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

— прекращения протока охлаждающей воды через статор генератора;

— недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

— исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

14.3.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в следующих случаях:

— заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

— заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков;

— заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

— неисправностей в системе регулирования;

— нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

— выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

— обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

— обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

— отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

— обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

14.3.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбины.

14.3.32. При выводе турбины в резерв на срок 10 суток и более должны быть приняты меры к ее консервации.

Метод консервации, способы контроля ее качества принимаются в соответствии с действующими руководящими указаниями и рекомендациями или указаниями завода-изготовителя по консервации теплоэнергетического оборудования.

14.3.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя.

14.3.34. При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

 

14.4. Тепловая автоматика и измерения

14.4.1. При эксплуатации средств тепловой автоматики и измерений должны обеспечиваться контроль за состоянием и защита тепломеханического оборудования, управление этим оборудованием, надежность и экономичность его работы.

Все средства тепловой автоматики и измерений и предназначенные для автоматического регулирования, дистанционного и автоматического управления запорными и регулирующими органами органами, технологические защиты, блокировки, а также средства измерений теплотехнических, электрических, физических, дозиметрических, радиометрических, химических и механических параметров, вычислительные информационные и управляющие системы должны содержаться в исправности и постоянно находиться в эксплуатации при работе оборудования.

14.4.2. На АС, а также в тепловых сетях объем оснащения тепловой автоматики и измерениями должен определяться проектом и соответствовать нормативным документам по АС.

14.4.3. Средства тепловой автоматики и измерений должны иметь резервное электрическое питание с автоматическим и ручным переключением. Для контроля напряжения должна быть осуществлена световая и звуковая сигнализация.

Исправность средств автоматического включения резервного питания должна периодически проверяться по графику, утвержденному главным инженером АС.

14.4.4. Прокладка (трассировка) силовых и измерительных линий тепловой автоматики и измерений должна соответствовать противопожарным требованиям и ПУЭ, объем и периодичность проверки сопротивления этих линий должны соответствовать настоящим Правилам.

Запрещается в одном и том же кабеле совмещение цепей измерения с силовыми и управляющими цепями.

Места прокладок импульсных линий и кабелей через стены, разделяющие помещения разных категорий обслуживания, а также вводов их в щиты должны быть герметизированы. Проверка состояния уплотнений должна проводиться после капитальных ремонтов и по мере необходимости.

Местные щиты, сборки задвижек, панели неоперативного контура блочных щитов, панели аппаратуры защиты и сборки блочных щитов, панели аппаратуры защиты и сборки первичных измерительных преобразователей должна иметь устройства для телефонной связи между собой и оперативным щитом управления.

14.4.5. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, внешние электрические и магнитные поля, запыленность в местах установки приборов и аппаратуры не должна превышать значений, допускаемых стандартами и техническими условиями на эту аппаратуру.

Щиты шкафного типа должны быть тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 В и 220 В. Дверцы щитов должны запираться.

Электрическое подсоединение кабелей к приборам, первичным измерительным преобразователям и другой аппаратуре, находящейся в помещениях с радиоактивным воздействием, должно осуществляться с использованием быстросоединительных штепсельных разъемов.

14.4.6. Установленная на панелях, пультах и по месту аппаратура, первичные измерительные преобразователи, запорная арматура и клеммники должны иметь надписи о назначении.

Щиты, переходные коробки, сборные кабельные ящики, исполнительные механизмы должны быть пронумерованы.

Все зажимы и подходящие к ним провода кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.

14.4.7. Импульсные линии к приборам автоматики и измерений должны быть проложены с соблюдением требований СНиП Минстроя России и во время эксплуатации систематически продуваться.

Импульсные линии должны продуваться чистой средой в сторону контура в случае подключения их к трубопроводам и аппаратам, заполненным радиоактивными веществами активностью более 10-5 Ки/л,

Импульсные линии заполненные радиоактивными веществами, должны быть обеспечены отключающими устройствами на случай разрыва, а при прокладке их в помещениях различных категорий— разделительными сосудами на границах помещений.

Монтаж уравнительных и конденсационных сосудов, прокладка импульсных линий, изготовление и установка измерительных сужающих устройств, расходомеров должны производиться согласно действующим правилам.

14.4.8. Первичные измерительные преобразователи и исполнительные механизмы устройств тепловой автоматики и измерений должны быть защищены от попадания на них влаги. У заборных устройств должны быть площадки для осмотра, ремонта и свободного доступа к ним.

14.4.9. Состояние регулирующих и запорных устройств, тепломеханического оборудования, используемых в схемах тепловой автоматики, должно удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам.

14.4.10. Ответственность за сохранность и чистоту внешних частей устройств тепловой автоматики и измерений несет оперативный персонал соответствующих цехов АС, участков тепловых сетей, в помещениях которых установлены устройства.

14.4.11. За техническое обслуживание и ремонт устройств тепловой автоматики и измерений несет ответственность цех тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ). Ремонт регулирующих органов и сочленений их с исполнительными механизмами, редукторов электроприводов, а также дроссельных органов расходомеров, арматуры и отборных устройств должен выполняться персоналом, ведущим ремонт технологического оборудования, а установка их на место и приемка проводиться с участием персонала ЦТАИ.

Текущие и капитальные ремонты и профилактические испытания электродвигателей (кроме перемотки их обмоток), входящих в комплект устройств автоматического регулирования, защиты и дистанционного управления, должны выполняться ЦТАИ.

Перемотка электродвигателей этих приводов должна выполняться персоналом электроцеха или ремонтного завода.

14.4.12. Устройства тепловой автоматики должны проходить периодические проверки по действующим методикам и инструкциям согласно графикам, утвержденным главным инженером АС.

14.4.13. Метрологическое обеспечение средств измерений должно соответствовать главе 11.9. настоящих “Основных правил обеспечения эксплуатации АС”.

Запрещается эксплуатировать средства измерения в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, не прошедшие поверки и калибровки.

14.4.14. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции должен выполняться по письменному распоряжению главного инженера АС.

14.4.15. Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, которое они защищают. Запрещается вывод из работы исправных технологических защит.

Вывод из работы устройств технологической защиты на работающем оборудовании разрешается только в случаях:

— необходимости отключения защиты обусловленной инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

— выявленной очевидной неисправности защиты.

Отключение должно выполняться по распоряжению начальника смены с обязательным уведомлением главного инженера АС и оформлено записью в оперативной документации.

Во всех остальных случаях отключение защит должно выполняться только по распоряжению главного инженера АС.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается.

14.4.16. Частота и объем проверок исправности технологических защит, предохранительных и автоматических устройств, арматуры, должны соответствовать требованиям технологических регламентов эксплуатации энергоблоков АС.

14.4.17. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, клеммники, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь внешние отличительные признаки.

Панели защит и установленная на них аппаратура должны иметь с обоих сторон надписи об их назначении. На шкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

14.4.18. На АС и в тепловых сетях должна быть карта (журнал) уставок технологических защит, утвержденных главным инженером. Значения уставок и выдержек времени срабатывания технологических защит определяется проектом или заводом-изготовителем оборудования. В случае реконструкции оборудования или при отсутствии данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени должны устанавливаться на основании испытаний.

Аппаратура защиты, имеющая устройства для изменения уставок должна быть опломбирована (кроме регистрирующих приборов), Пломбы разрешается снимать только работниками ЦТАИ с записью об этом в оперативном журнале. Снятие пломб разрешается только при отключенной защите.

14.4.19. Технологические защиты должны быть снабжены устройствами, фиксирующими первопричину срабатывания защит.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов должны учитываться и анализироваться.

14.4.20. Ввод в эксплуатацию устройств функционально-группового управления (ФГУ) после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления должен проводиться по распоряжению главного инженера АС.

14.4.21. Проверку работоспособности центральной части устройств ФГУ (шкафов логического управления) должен проводить персонал, обслуживающий средства управления, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток.

Если во время остановов технологического оборудования на срок менее 3 суток в цепях устройств ФГУ проводились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные работы проводились ранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности ФГУ должна выполняться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим средства управления, как правило, с воздействием на исполнительные органы на остановленном оборудовании. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с состоянием оборудования проверка ФГУ должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной главным инженером АС.

14.4.22. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях управления от устройств ФГУ запрещается.

Проведение наладочных работ в центральной части устройств ФГУ разрешается при условии отключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к центральной части устройств ФГУ разрешается только на остановленном оборудовании.

 

14.5. Водоподготовка и водно-химический режим

14.5.1. Водно-химический режим АС должен обеспечивать работу основного и вспомогательного теплоэнергетического оборудования без повреждений и снижения экономичности и должен обеспечивать снижение дозовых затрат персонала, вызванных образованием:

— накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, в том числе на трубах конденсаторов турбин и на тепловыделяющих элементах;

— шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и в тепловых сетях;

— коррозии внутренних поверхностей водоподготовительного и теплоэнергетического оборудования, тепловых сетей;

— отложений в проточной части турбин.

14.5.2.Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования АС и тепловых сетей должен осуществлять персонал химического цеха.

Внутренние осмотры теплоэнергетического оборудования, отбор проб отложений, вырезки образцов для анализа, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должны выполняться с участием персонала химического цеха.

14.5.3. Готовность установок очистки добавочной воды, обработки загрязненных и сточных вод со всем вспомогательным оборудованием (включая склады реагентов), очистки конденсата турбин, загрязненных конденсатов, продувочной воды, радиоактивных вод, коррекционной обработки воды, общестанционных баков обессоленной воды и конденсата к соответствующим этапам (подэтапам) ввода энергоблока в эксплуатацию определяются “Программой ввода энергоблока АС в эксплуатацию”.

14.5.4. Основные технологические процессы обработки природной воды, конденсатов, загрязненных и сточных вод, а также коррекции водного режима должны быть механизированы и автоматизированы.

14.5.5. Оборудование, трубопроводы и арматура всех водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и производственных сточных вод, поверхность которых соприкасается с коррозионно-активной средой, а также соприкасающиеся с коррозионно-активной средой строительные конструкции должны быть выполнены из коррозионно-стойких материалов или их поверхность должна быть защищена коррозионно-стойкими покрытиями.

В процессе эксплуатации защитные покрытия должны осматриваться и при необходимости восстанавливаться.

Оборудование и трубопроводы установок, предназначенных для обработки радиоактивных вод, должны изготовляться из материалов, устойчивых к воздействию коррозионно-активных сред, радиоактивных загрязнений и допускающих проведение дезактивации. Арматура, импульсные линии и датчики контрольно-измерительной аппаратуры, применяемые на таких установках, должны быть выполнены из нержавеющей стали.

14.5.6. Испарительные установки, предназначенные для переработки сильноминерализованных вод и вод, загрязненных радиоактивными веществами и различными моющими средствами (трапные и обмывочные воды, воды санпропускников и спецпрачечных, регенерационные воды из соответствующих ионообменных установок и т.п.), должны иметь устройства, позволяющие проводить водно-химические очистки с целью удаления образовавшихся отложений и при необходимости дезактивацию.

14.5.7. Для работы с едкими щелочами, аммиаком, гидразином, хлором, хлорной известью, крепкими кислотами и другими агрессивными реагентами должно применяться оборудование, обеспечивающее удобную и безопасную выгрузку, хранение, транспортировку и использование в технологических процессах этих реагентов и их растворов. Работы с этими реагентами и их растворами должны выполняться при строгом соблюдении правил техники безопасности.

14.5.8. Сточные воды АС, содержащие щелочи, кислоты, аммиак, гидразин, нефтепродукты, радиоактивные и другие вредные вещества, перед сбросом в водные объекты должны обрабатываться, если их содержание выше ПДК на сбросе.

Сточные воды должны сбрасываться в соответствии с действующими “Правилами охраны поверхностных вод”, “Правилами радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций”, “Основными санитарными правилами работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений” и “Нормами радиационной безопасности”.

В случае если сточные воды не могут быть направлены непосредственно на обработку или если они появляются в количествах, превышающих производительность перерабатывающих установок, эти воды должны собираться в специальных резервуарах-хранилищах и затем направляться на обработку.

14.5.9. При ремонте или осмотре дренажных устройств и защитных покрытий фильтров установок, предназначенных для очистки различных вод от радиоактивных веществ, фильтрующий материал должен перегружаться гидравлическим способом либо в хранилище радиоактивных отходов, либо в специальные емкости; внутренняя поверхность фильтров при необходимости должна подвергаться дезактивации.

14.5.10. Качество теплоносителей реакторных установок, парогенераторов, конденсатно-питательных трактов, охлаждения контура СУЗ реактора, насыщенного пара, вод заполнения и подпиточной воды, вод емкостей систем безопасности и системы охлаждения биологической защиты, промконтуров СУЗ и доохладителей продувки, бассейнов выдержки и перегрузки ТВС регламентируется требованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС и нормативной документации, действующей в атомной энергетике.

14.5.11. Качество воды вспомогательных систем и газа газовых систем на АС регламентируются нормами, утверждаемыми в установленном порядке.

14.5.12. Для поддержания водно-химического режима контура реакторного теплоносителя должна быть обеспечена его байпасная очистка.

14.5.13. Для поддержания водно-химического режима парогенераторов АС с реакторами типа ВВЭР должна производиться непрерывная и периодическая продувка парогенераторов.

Величина продувок регламентируется требованиями технологических регламентов по безопасной эксплуатации энергоблоков АС с реакторами ВВЭР.

14.5.14. На атомных станциях, оборудованных реакторами типа ВВЭР, должна производиться обработка питательной воды парогенераторов и конденсата турбин аммиаком и/или гидразином и/или другими химическими реагентами, разрешенными для использования в установленном требованиями норм в атомной энергии порядке.

14.5.15. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов на АС должно быть согласовано в установленном порядке и утверждено эксплуатирующей организацией.

14.5.16. Общее значение потерь пара и конденсата на АС, оборудованных реакторами типа ВВЭР, не должно превышать 1 %; на АС, оборудованных реакторами типа РБМК, — 0,5 % паропроизводительности блоков.

14.5.17. Качество воды для подпитки тепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты  0

Значение pH для теплоснабжения:

открытых  7,9 — 9,0

закрытых  7,9 — 9,5

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг   50

Количество взвешенных веществ, мг/кг  5

Содержание нефтепродуктов, мг/кг  1

Карбонатный индекс Ик должен быть не выше значений, приведенных в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Нормативные значения воды для подпитки

тепловых сетей.

Тип оборудования  Температура нагрева сетевой воды, оС  Ик(мг-экв/кг)2 для систем теплоснабжения  

    открытой  закрытой  

Водогрейные котлы, установленные на электростанциях и в отопительных котельных* Сетевые подогреватели   70 – 100 101 – 120 121 – 130 131 – 140 141 – 150 70 — 100 101 – 120 121 – 140 141 – 150 151 – 200    3,2 2,0 1,5 1,2 0,8 4,0 3,0 2,5 2,0 1,0    3,0 1,8 1,2 1,0 3,5 2,5 2,0 2,0 0,5   

____________

* Качество подпиточной воды водогрейных котлов, установленных в промышленных котельных, принимается по ОСТ 108.030.81.

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водозабором) должно удовлетворять также требованиям ГОСТ 2874 “Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством”. Подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин увеличивается сверх нормы, указанной в ГОСТ 2874.

При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в подпиточной воде должно быть не более 50 мг/кг в пересчете на SiO2.

При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться а учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO4), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения CaSiO3) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40 оС. Непосредственная присадка гидразина и других токсических веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду запрещается.

Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты  0

Значение pH для систем водоснабжения:

открытых  7,9 — 9,0*

закрытых  7,9 — 9,5*

Щелочность по фенолфталеину для систем

теплоснабжения, мг-экв/кг:

открытых   0,1

закрытых   0,1 — 0,2

Содержание соединений железа для систем

теплоснабжения, мг/кг:

открытых   0,3**

закрытых   0,5

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг   20

Количество взвешенных веществ, мг/кг   5

Содержание нефтепродуктов для систем

теплоснабжения, мг/кг:

открытых   0,3

закрытых   1

____________

* Верхний предел допускается только при глубоком умягчении воды.

** По согласованию с санитарными органами допускается 0,5мг/кг.

Карбонатный индекс Ик должен быть не выше значений, приведенных в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Нормативные значения Ик сетевой воды

Тип оборудования  Температура нагрева сетевой воды, оС  Ик(мг-экв/кг)2  

Водогрейные котлы, установленные на электростанциях и в отопительных котельных* Сетевые подогреватели   70 – 100 101 – 120 121 – 130 131 – 140 141 – 150 70 — 100 101 – 120 121 – 140 141 – 150 151 – 200    3,2 2,0 1,5 1,2 0,8 4,0 3,0 2,5 2,0 1,0   

 

При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы допускается отступление от ГОСТ 2974 по показателям цветности до 70 оС и содержанию железа до 1,2 мг/кг на срок до 14 дней в период сезонных включений эксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединения новых, а также после их ремонта.

По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные котлы и теплосети должны быть законсервированы.

14.5.18. При обработке охлаждающей воды должны выполняться следующие требования:

— при хлорировании охлаждающей воды содержание активного хлора в воде на выходе из конденсатора должно поддерживаться в пределах 0,3 — 0,5 мг/кг.

В прямоточных системах технического водоснабжения и в системах с водохранилищамиохладителями для обеспечения отсутствия активного хлора в воде сбросного канала хлорирование следует выполнять с поочередной периодической подачей хлорирующего реагента в охлаждающую воду, поступающую в 1—2 конденсатора;

— при обработке воды медным купоросом в замкнутых системах с градирнями и брызгальными бассейнами его содержание в охлаждающей воде должно поддерживаться в пределах 3 — 6 мг/кг в пересчете на CuSO4.

Сброс продувочной воды из систем замкнутого водоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросом должен осуществляться в соответствии с действующими “Правилами охраны поверхностных вод”.

При профилактической обработке воды в водохранилищах-охладителях содержание медного купороса должно поддерживаться в пределах 0,2 — 0,3 мг/кг, а при “цветении” воды 0,3 — 0,6 мг/кг в пересчете на CuSO4;

 

 

 

ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

 

14.5.19. Химический контроль на АС должен обеспечивать определение с необходимыми точностью и периодичностью всех нормируемых проектом показателей качества технологических сред АС.

14.5.20. Химические лаборатории должны быть оборудованы устройствами, приборами и реактивами для осуществления полного химического контроля пароводяного, топливного, масляного, газового хозяйства АС; должны иметься изолированные помещения, специально приспособленные для выполнения анализов воды, растворов, отложений, газов и масел, загрязненных радиоактивными веществами.

14.5.21. Химические лаборатории, методики лабораторных химанализов должны быть аттестованы в установленном порядке.

Помещения химической лаборатории должны быть оснащены приточно-вытяжной вентиляцией и спецканализацией.

14.5.22. Материалы, реагенты, реактивы и т.д., применяемые для химанализов, должны отвечать требованиям нормативных документов.

14.5.23. На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения отбираемых проб до 20— 40 °С.

Все линии отбора проб и поверхности охлаждения холодильников должны выполняться из нержавеющей стали.

Линии отбора проб должны быть выведены в раздельные (для проб, загрязненных радиоактивными веществами, и для чистых проб) закрытые помещения, имеющие вентиляцию и биологическую защиту (для грязных проб). Допускается вывод линий отбора проб непосредственно в экспресс-лабораторию при условии оборудования в ней изолированного и специально приспособленного бокса для размещения в нем выведенных линий грязных проб.

14.5.24. Обеспечение работоспособности пробоотборных линий, пробоотборных боксов, лотков, дренажей, возлагается: по коренному вентилю включительно на цеха — владельцев технологического оборудования, после коренного вентиля — на химический цех.

14.5.25. Отбор проб водных сред и отложений должен производиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

 

14.6. Трубопроводы и арматура

14.6.1. Перед включением в работу трубопроводы и арматура должны быть тщательно осмотрены. После ремонта или длительного отключения (свыше 10 суток) должны быть проверены исправность тепловой изоляции, индикаторов тепловых перемещений, неподвижных опор, скользящих и пружинных креплений, возможность свободного расширения трубопровода при его прогреве, состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств и приборов теплового контроля.

14.6.2. Главные циркуляционные трубопроводы первого (радиоактивного) контура головных блоков АЭС должны подвергаться тензометрированию при проведении пуско-наладочных работ.

14.6.3. При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться:

— размеры тепловых перемещений трубопроводов 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 и запорной 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 щитах управления ее фактическому положению;

— наличие смазки узлов приводных механизмов, винтовых пар “шпиндель—резьбовая втулка”.

14.6.4. На арматуре и фланцевых соединениях трубопроводов с радиоактивной средой должны быть в исправном состоянии устройства, сигнализирующие о появлении протечек. При обнаружении протечек трубопровод должен быть отключен и неплотности устранены.

14.6.5. Схема трубопроводов и их эксплуатация должны исключать возможность повреждения трубопроводов низкого давления при наличии связи с трубопроводами высокого давления.

На АС перед подъемом давления в первом контуре должны быть надежно отключены трубопроводы низкого давления вспомогательных систем (трубопроводы систем расхолаживания, заполнения и опорожнения, подачи сжатого газа низкого давления и др.).

Проектом и инструкциями по эксплуатации должны быть предусмотрены организационные и технические мероприятия по исключению ошибочного подключения систем низкого давления к системам высокого давления.

Отключение этих трубопроводов должен проверять начальниками смен АС (начальниками смен энергоблока АС) с записью в оперативном журнале по докладам начальников смен цехов.

Надежность отключения вышеуказанных трубопроводов ежесменно должна контролироваться. начальниками смен АС (начальниками смен энергоблока АС).

14.6.6. Запрещается прокладка трубопроводов с радиоактивными средами активностью выше 10-7 Ки/л через обслуживаемые помещения.

14.6.7. Заполнение средой неостывших паропроводов (при пусках и опрессовках), а также неостывших главных циркуляционных трубопроводов АС должно выполняться с контролем разности температур стенки трубопровода и среды, которая не должна превышать расчетных значений.

14.6.8. Для опорожнения через дренажи паропроводы любых параметров должны быть смонтированы с уклоном горизонтальных участков не менее 0,004 по ходу движения среды. Это значение уклона должно обеспечиваться при температурах металла от 0 °С до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды.

Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов.

При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждой из них должна быть установлена запорная арматура.

Конденсат и тепло постоянных дренажей должны использоваться в тепловой схеме.

14.6.9. Компоновка трубопроводов и арматуры, подлежащих периодическому контролю в процессе эксплуатации, должна обеспечивать доступ к ним для обследования и ремонта. В местах контроля должны иметься площадки.

14.6.10. Арматура должна иметь надписи с названиями и номерами согласно схеме трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должны иметь указатели степени открытия регулирующего органа, запорная — указатели положения запорного органа (открыто, закрыто). Арматура, постоянно или длительно находящаяся под разрежением, должна иметь гидравлическое или другое уплотнение штоков.

14.6.11. Ремонт трубопроводов и арматуры должен проводиться одновременно с соответствующими агрегатами. Ремонтные работы, а также установка и снятие заглушек, определяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться по наряду-допуску в соответствии с требованиями правил техники безопасности и радиационной безопасности.

14.6.12. Арматура, ремонтируемая со снятием с места установки (с вырезкой из трубопровода), 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 рабочим давлением среды совместно с трубопроводом; состояние затвора контролируется визуально в процессе ремонта по контакту уплотнительных поверхностей.

При значительных дефектах затвора арматура должна ремонтироваться с вырезкой из трубопровода и последующим испытанием ее на герметичность давлением 1,25 рабочего.

14.6.13. На фланцевых соединениях паропроводов и арматуре, работающих при давлении пара 90 кгс/см2 (8,8 МПа) и выше, а также трубопроводов АС диаметром более 300 мм затяжка крепежных шпилек должна контролироваться с применением специальных приспособлений; нагрузка шпилек сверх допустимых значений не разрешается.

14.6.14. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна поддерживаться в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха + 25 °С не должна превышать:

t теплоносителя, °С  t на поверхности, °С

500 и ниже  + 45

501650  + 48

свыше 650  + 50

Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должна быть быстросъемной.

Тепловая изоляция основных трубопроводов, трубопроводов, расположенных на открытом воздухе, а также участков поверхностей с температурой среды выше 200 °С, находящихся вблизи масляных баков, маслопроводов и мазутопроводов, а также вблизи кабельных линий, должна иметь металлическое или другое защитное покрытие.

Объекты, имеющие температуру среды ниже температуры окружающего воздуха, должны иметь гидрозащиту и тепловую изоляцию.

Материалы, применяемые для тепловой изоляции, не должны оказывать коррозионное воздействие на трубопроводы.

14.6.15. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитные покрытия, должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия или алюминиевой окраски на поверхность должны наноситься маркировочные кольца.

Окраска и надписи на трубопроводах должны соответствовать ГОСТ 14202.

14.6.16. При обнаружении трещин, свищей в основном металле питательных трубопроводов, паропроводов свежего пара и промежуточного перегрева, а также в их арматуре должны быть приняты срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов.

Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено.

14.6.17. Использование регулирующей арматуры в качестве запорной и запорной в качестве регулирующей не допускается.

 

14.7. Теплофикационные установки

14.7.1. Режим работы теплофикационной установки (давление в подающем и обратном трубопроводе) должен поддерживаться в соответствии с заданием диспетчера теплосети.

Температура в подающей линии водяной тепловой сети в соответствии с утвержденным для этой сети температурным графиком должна задаваться по усредненной температуре наружного воздуха на промежуток времени (12—24 ч.), определяемый диспетчером теплосети в зависимости от длиныт сетей, климатических условий и т.п.

При заданном диспетчером теплосети расходе сетевой воды отклонения от заданного режима не должны превышать:

— по температуре воды, поступающей в тепловую сеть,  3 %;

— по давлению в подающем трубопроводе °С  5 %;

— по давлению в обратном трубопроводе  0,2 кгс/см2 (20 кПа).

При превышении заданного расхода сетевой воды диспетчер теплосети должен принять меры к восстановлению расхода или скорректировать режим.

Среднесуточная температура обратной воды из тепловой сети не должна превышать заданную более чем на 2 %. Снижение температуры обратной воды против графика не лимитируется.

Отклонения давления и температуры пара, отпускаемого потребителю, не должны превышать 5 % заданных параметров.

14.7.2. Для каждого подогревателя и группы подогревателей на основе проектных данных и испытаний должны быть установлены:

— расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющей и нагреваемой 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.

Кроме того, на основе испытаний должны быть установлены предельные потери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном оборудовании теплофикационной установки.

Испытания должны проводиться на вновь смонтированных теплофикационных установках и периодически (1 раз в 3—4 года) в процессе эксплуатации.

14.7.3. Изменение температуры воды на выводах тепловой сети должно осуществляться постепенно и равномерно со скоростью, не превышающей 30 °С/ч.

14.7.4. При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:

— контроль за уровнем конденсата и работой устройств автоматического поддержания уровня и сброса конденсата;

— отвод неконденсирующихся газов из парового пространства в воздухоотсасывающее устройсво или конденсатор турбины.

14.7.5. Подпитка тепловой сети должна осуществляться непрерывно с целью поддержания заданного давления на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем режиме тепловых сетей и при останове сетевых насосов.

Вода для подпитки должна подаваться в обратный коллектор тепловой сети и в каждую подключенную к нему магистраль, а при открытой системе также и в подающий коллектор и в каждую подключенную к нему магистраль для работы в летний период.

14.7.6. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпитку необработанной водой из систем хозяйственно-питьевого (для открытых систем теплоснабжения) или производственного водопроводов в размерах, установленных “Нормами технического проектирования электростанций.”

Каждый случай подачи сырой воды должен отмечаться в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения.

В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды должен предусматриваться контрольный кран между двумя закрытыми задвижками. При нормальной работе тепловых сетей контрольный кран должен быть открыт.

14.7.7. При наличии баков-аккумуляторов должен быть обеспечен контроль за режимом их работы.

Рабочий объем баков-аккумуляторов подпиточной воды и их расположение у источников тепла и в тепловых сетях должны соответствовать СНиП 2-04-01 “Внутренний водопровод и канализация зданий”.

Внутренние и внешние поверхности баковаккумуляторов должны быть защищены от коррозии, а поверхность воды — от аэрации. Наружная поверхность баков-аккумуляторов должна быть покрыта тепловой изоляцией. Заполнение баков разрешается только деаэрированной водой температурой не выше 95 °С.

Скорость заполнения баков должна соответствовать пропускной способности вестовой трубы.

Внутренний и наружный осмотры состояния баков аккумуляторов, компенсирующих устройств трубопроводов, а также вестовых труб должны проводиться ежегодно.

Должна проверяться 1 раз в 3 года толщина металлоконструкций, а также проверяться ультразвуковым методом, высверливанием или другими способами изнутри баков после их опорожнения коррозионный износ металла. При обнаружении коррозионного износа стен, кровли или днища, превышающего 20 % толщины металла, баки подлежат немедленному выводу в ремонт.

После окончания монтажа или ремонта должны быть проведены испытания баков-аккумуляторов в соответствии с требованиями СНиП 111-18-75 “Металлические конструкции. Правила производства и приемки работ”. На каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор должен быть составлен паспорт.

14.7.8. Не разрешается работа сетевых, конденсатных и подпиточных насосов при неисправных обратных клапанах.

Перед сетевыми насосами водоподогревательной установки должны быть установлены грязевики.

Устройства для автоматического включения резерва должны быть в постоянной готовности к действию и периодически проверяться.

14.7.9. Границей теплофикационного оборудования электростанции считаются разделительные задвижки, установленные на территории электростанции, или стена (ограждение) территории станции, что в каждом конкретном случае решается АС в установленном порядке. Разделительные задвижки находятся в ведении АС и обслуживает их ее персонал.

В случае установки станционных контрольно-измерительных приборов на участке тепловой сети за разделительными задвижками (ограждением территории электростанции) датчики этих приборов, первые запорные вентили, импульсные линии и сами приборы должны находиться в ведении электростанции и обслуживаться ее персоналом.

14.7.10. Теплофикационное оборудование должно ремонтироваться по мере необходимости в соответствии с графиком, согласованным с предприятием тепловых сетей.

Трубная система теплообменных аппаратов должна очищаться не реже чем 1 раз в год (перед отопительным сезоном) и при повышении температурного напора выше установленного значения.

14.7.11. Передача тепла от АС к тепловой сети потребителя должна осуществляться через замкнутый промежуточный контур. В теплофикационных установках АС давление сетевой воды должно быть выше давления в промежуточном контуре. При нарушении этого соотношения давлений теплофикационная установка должна быть отключена от теплофикационного коллектора.

14.7.12. Должен осуществляться непрерывный контроль за радиоактивностью сетевой воды и воды промежуточного контура за каждой подогревательной установкой АС. При появлении радиоактивности выше установленных норм должна быть отключена сетевая вода на входе и выходе из подогревательной установки.

14.7.13. Циркуляция воды в промежуточном контуре АС должна быть прекращена при выходе за допустимые пределы:

— уровня воды и давления в компенсаторе объема;

— давления воды до и после пароводяных подогревателей;

— температуры воды за пароводяными подогревателями;

— радиоактивности воды.

Другие случаи останова промежуточного контура должны определяться местной инструкцией.

14.7.14. В процессе нормальной эксплуатации теплофикационной установки активность греющей среды промконтура не должна превышать 10 ДКб смеси радионуклидов для воды согласно “Норм радиационной безопасности”.

Отсечение магистрального трубопровода тепловой сети от сетевых подогревателей должно проводиться с учетом двух параметров:

— превышение объемной активности смеси радионуклидов в воде более 0,1 ДКб;

— снижение перепада давления менее 1,0 кгс/см2 (0,1 МПа) между водой тепловой сети и промконтура при любых режимах эксплуатации.

14.7.15. При эксплуатации должны осуществляться контроль и регистрация величины давления отборов греющего пара турбин, воды промконтура и тепловой сети (прямой и обратной воды) и перепада давлений греющих сред теплофикационной установки в установленных точках.

14.7.16. Контроль содержания радиоактивных веществ в воде должен включать в себя контроль объемной активности и состава радионуклидов в греющих средах теплофикационной установки, в воде тепловой сети и паропотребителей.

Контроль объемной активности воды промконтура должен быть непрерывным с автоматической регистрацией показаний и светозвуковой сигнализацией достижения уставками пороговых значений.

Контроль объемной активности воды тепловой сети должен быть периодическим и осуществляться в соответствии с п. 14.8.44 настоящих ОПЭ АС.

14.8. Тепловые сети

14.8.1. При эксплуатации тепловых сетей должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей теплом, горячей водой или паром установленных параметров при утечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативных.

При исчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной способности магистралей тепловой сети присоединение потребителей запрещается.

14.8.2. Границами обслуживания тепловых сетей должны быть:

— со стороны источника тепла — границы, устанавливаемые в соответствии с указаниями п. 14.7.9 настоящих Правил;

— со стороны потребителя тепла — стена камеры, в которой установлены принадлежащие предприятиям задвижки на ответвлении к абоненту.

14.8.3. Предприятие, эксплуатирующее тепловые сети (Теплосеть), должно осуществлять контроль за техническим состоянием и исправностью трубопроводов и тепловых пунктов, находящихся на балансе потребителей.

14.8.4. Теплосетью должны быть организованы контроль за поддержанием в надлежащем состоянии путей подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий и планировка поверхностей над подземными сооружениями.

Планировка поверхности земли на трассе тепловой сети должна исключать попадание поверхностных вод на теплопроводы.

Ввод трубопроводов тепловой сети в эксплуатацию без устройств для спуска и отвода воды из каждого секционируемого участка запрещается.

14.8.5. Теплосетью должна быть обеспечена исправность ограждения конструкций, препятствующих доступу посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей арматуре.

14.8.6. Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или производство работ вблизи них посторонними организациями допускается только с разрешения Теплосети под наблюдением специально назначенного ею лица.

14.8.7. В Теплосети должны быть составлены: план тепловой сети (масштабный); оперативная и эксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждой магистрали.

Ежегодно перед началом отопительного периода должны корректироваться план, схемы и профили в соответствии с фактическим состоянием тепловой сети.

14.8.8. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка автоматики и устройств технологической защиты должны обеспечивать:

— надежное теплоснабжение потребителей и заданный уровень расходов теплоносителя и напоров в контрольных точках;

— оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;

— резервирование работы тепловых сетей;

— возможность осуществления совместной работы нескольких источников тепла на объединенную тепловую сеть и перехода при необходимости к раздельной работе источников;

— преимущественное использование наиболее экономичных источников.

14.8.9. Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления), подкачивающим, подпиточным и дренажным насосам, узлам автоматического регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам и другим сооружениям тепловой сети должны быть присвоены эксплуатационные номера, которыми они обозначаются на планах, схемах и пьезометрических графиках.

На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежит нумерации все присоединенные к сети абонентские системы, а на оперативных схемах, кроме того, — секционирующая и запорная арматура.

Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе), должна быть обозначена нечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе (кондесатопроводе) — следующим за ним большим четным номером.

14.8.10. Каждый район тепловых сетей должен иметь перечень газоопасных камер и проходных каналов. Перед началом работ такие камеры должны быть проверены для обнаружения газа. Газоопасные камеры должны иметь специальные знаки, окраску люков и содержаться под надежным запором.

Все газоопасные камеры и участки трассы должны быть отмечены на оперативной схеме тепловой сети.

Надзор за газоопасными камерами должны осуществляться в соответствии с “Правилами безопасности в газовом хозяйстве”.

14.8.11. При технической приемке персоналом Теплосети абонентских тепловых сетей, тепловых пунктов и систем теплопотребления после монтажа или ремонта должна выполняться опрессовка абонентом всего оборудования на допустимое давление, которое должно быть не выше максимально допустимого пробного давления для данных сетей, арматуры или нагревательных приборов.

14.8.12. Теплосетью должен быть организован постоянный контроль за качеством обратной сетевой воды.

14.8.13. Трубопроводы тепловых сетей до ввода их в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта должны быть подвергнуты очистке:

— паропроводы — продувке со сбросом пара в воздух;

— водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и конденсатопроводы — гидравлической промывке;

— водяные сети в открытых системах теплоснабжения — гидропневматической промывке и дезинфекции с последующей повторной промывкой питьевой водой.

Повторная промывка после дезинфекции должна производиться до достижения показателей сбрасываемой воды, соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.

14.8.14. Подключение абонентских тепловых сетей, не прошедших гидропневматическую промывку, запрещается.

14.8.15. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до ввода в эксплуатацию должны быть подвергнуты проверке на гидравлическую плотность.

Новые тепломагистрали от АС и котельных в течение первого года эксплуатации должны быть подвергнуты испытаниям на расчетную температуру теплоносителя.

14.8.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка, дезинфекция, включение системы циркуляции, продувка и прогрев паропроводов и операции по пуску водяных или паровых тепловых сетей, а также испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций должны выполняться под руководством ответственного руководителя по специально разработанной технической программе, утвержденной руководством Теплосети и согласованной с руководством предприятия — источника тепла.

14.8.17. Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой не выше 70 °С при отключенных системах теплопотребления.

14.8.18. Наружная поверхность трубопроводов и металлические конструкции тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады и др.) должны быть защищены стойкими антикоррозионными покрытиями.

Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства или капитального ремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб и металлических конструкций запрещается.

14.8.19. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и фланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией в соответствии с проектом.

Применение в тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, а также набивной изоляции при прокладке трубопроводов в гильзах (футлярах) запрещается.

14.8.20. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем понижающем дренаже запрещается.

14.8.21. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в которых установлено электрооборудование, должны иметь электроосвещение согласно “Правилам устройства электроустановок”.

Приточно-вытяжная вентиляция проходных каналов должна быть в исправном состоянии.

14.8.22. Все соединения труб тепловых сетей должно быть сварными, за исключением мест применения фланцевой арматуры.

Использование для компенсаторов и арматуры хлопкобумажных и пеньковых набивок запрещается.

14.8.23. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с электроприводами должны быть размещены в помещении или заключены в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и исключающие доступ посторонних лиц.

14.8.24. Присоединение к тепловым сетям установок горячего водоснабжения с неисправными регуляторами температуры воды, а также теплопотребляющих систем с неисправными приборами учета запрещается.

14.8.25. Для контроля за состоянием оборудования тепловых сетей и режимом их работы регулярно по графику должен проводиться обход теплопроводов и тепловых пунктов.

14.8.26. Для контроля за состоянием строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземных прокладках тепловых сетей ежегодно по графику должны проводиться профилактические плановые шурфовки. Число шурфов должно определяться исходя из состояния подземных прокладок и общей протяженности тепловой сети.

Прочностное состояние подземных трубопроводов должно оцениваться на основании ежегодных гидравлических опрессовок и анализа имевших место повреждений.

После вскрытия в местах шурфовок строительные и теплоизоляционные конструкции тепловой сети должны быть восстановлены и защищены от поступления влаги к теплопроводу.

14.8.27. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах должен быть организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах АС, на концевых участках, в 2—3 промежуточных узлах магистрали).

Неработающая тепловая сеть должна заполняться только деаэрированной водой.

14.8.28. Из паропроводов насыщенного пара конденсат должен непрерывно отводиться через конденсатоотводчики.

Работа конденсатоотводчиков на общий конденсатопровод без установки обратных клапанов запрещается.

14.8.29. Среднегодовая утечка теплоносителя из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25 % среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели).

При определении утечки теплоносителя не должен учитываться расход воды на наполнение теплопроводов и систем теплопотребления при их ремонте и подключении новых участков сети и потребителей.

14.8.30. Ежегодно после окончания отопительного сезона в тепловых сетях должны выявляться дефекты, подлежащие устранению при ремонте. График ремонтных работ должен быть составлен исходя из условия одновременного ремонта трубопроводов сети и тепловых пунктов.

После ремонта до начала отопительного периода должна быть проведена гидравлическая опрессовка сетей с проверкой плотности установленной запорной и регулирующей арматуры. Работа должна быть организована в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды” Госгортехнадзора России.

Каждый участок тепловых сетей должен быть испытан пробным давлением равным 1,25 рабочего, но не менее 16 кгс/см2 (1,6 МПа) для подающих и обратных трубопроводов.

При отсутствии на трубопроводе устройств, изменяющих давление воды в нем, рабочее давление должно быть отнесено ко всему трубопроводу независимо от его протяженности.

Подающие и обратные трубопроводы должны быть испытаны раздельно по условию прочности неподвижных опор.

14.8.31. Для гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой температурой не выше 45 °С.

На время проведения испытаний тепловой сети пробным давлением тепловые пункты и системы теплопотребления должны быть надежно отключены.

14.8.32. Испытания тепловых сетей на расчетную температуру теплоносителя должны проводиться не реже 1 раза в 2 года. Испытаниям должна подвергаться вся сеть источника теплоснабжения до тепловых пунктов систем теплопотребления.

Одновременное проведение испытаний тепловых сетей на расчетную температуру теплоносителя, прочность и плотность запрещается.

Испытания по определению тепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях должны проводиться на магистралях, характерных для данной сети по конструкции прокладки, сроку службы и условиям эксплуатации, с периодичностью 1 раз в 5 лет по графику, утвержденному главным инженером.

14.8.33. Объем и периодичность испытаний тепловых сетей на потенциал блуждающих токов должен соответствовать “Инструкции по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии”.

14.8.34. Отключение устройств технологической защиты во время работы тепловой сети запрещается.

В период ремонта или устранения аварии устройства технологической защиты тепловых сетей могут быть отключены только с разрешения главного инженера или его заместителя. Работоспособность этих устройств должна периодически проверяться в сроки и в объеме, указанных в местной инструкции.

14.8.35. Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основу режима отпуска тепла должен быть положен график центрального качественного регулирования.

При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальная температура воды в подающем трубопроводе сети должна быть не ниже 70 °С.

14.8.36. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должны разрабатываться ежегодно для отопительного и летнего периодов; для открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы должны разрабатываться при максимальном водоразборе из подающего и обратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора.

Мероприятия по регулированию воды у потребителей должны быть составлены для каждого отопительного сезона.

Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций, предусмотренных схемой теплоснабжения, должна определяться с учетом реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в Теплосети должны быть разработаны гидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3—5 лет.

В тепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия для обеспечения теплоснабжения потребителей при выходе из строя насосных станций и отдельных участков основных магистралей.

14.8.37. Давление воды в подающей линии водяных тепловых сетей при работе сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 0,5 кгс/см2 (50 кПа), Давление воды в трубопроводах и оборудовании источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точках непосредственно присоединенных систем теплопотребления должно обеспечивать с запасом не менее 0,5 кгс/см2 (50 кПа). Давление воды в обратной линии должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и для непосредственно присоединенных систем теплопотребления.

14.8.38. Статическое давление в системах теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой сети, а также всех непосредственно присоединенных систем теплоснабжения. Статическое давление должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и непосредственно присоединенных систем теплоснабжения.

Статическое давление должно быть определено условно для температуры воды от 1 до 100 °С.

Для магистралей дальнего теплоснабжения, работающих при повышенных температурах сетевой воды, статическое давление должно быть определено исходя из расчетной температуры воды в магистралях.

Если статическое давление в отдельных точках сети превышает допустимое для оборудования источника или систем теплоснабжения, должно быть обеспечено автоматическое деление сети на гидравлически изолированные зоны, в каждой из которых должно поддерживаться допустимое давление.

14.8.39. При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и перекачивающих насосов Теплосеть должна обеспечивать давление в тепловых сетях и системах теплоснабжения в пределах допустимого уровня. При возможности превышения этого уровня должна быть предусмотрена установка специальных устройств, предохраняющих систему теплоснабжения от гидроударов.

14.8.40. Трубопроводы и оборудование тепловых сетей, насосных станций, пункты рассечки сети на гидравлически изолированные зоны, а также тепловые пункты должны быть оснащены средствами технологического контроля, автоматического управления и защиты в соответствии с требованиями СНиП 2-04-07 “Тепловые сети”.

14.8.41. Ремонт тепловых сетей должен проводиться по мере необходимости на основе периодических осмотров, испытаний и ежегодных опрессовок и шурфовок. Теплосеть должна систематически заменять аварийные трубопроводы путем их перекладки, а также выполнять другие работы, направленные на повышение надежности эксплуатации оборудования и сетей, эффективности использования отпущенного тепла, уменьшение потерь тепла и сетевой воды.

14.8.42. При десятикратном превышении содержания в горячей воде Sr-90, Сs-137 или трития над уровнем их содержания в источниках хозяйственно-питьевого водоснабжения или при превышении 0,01 ДКб для долгоживущих радионуклидов коррозионного происхождения эксплуатация тепловой сети не допускается.

14.8.43. В системе централизованного горячего водоснабжения от АС должна использоваться только вода, отвечающая требованиям ГОСТ 2874 “Вода питьевая”.

Качество воды на всех этапах ее подготовки и подачи населению и другим потребителям должно определяться стандартными методами согласно указанному ГОСТ и обеспечиваться соответствующими службами эксплуатации тепловых сетей.

14.8.44. Должен проводиться контроль:

— объемной активности воды источника хозяйственно-питьевого водоснабжения и подпиточной воды сетевого контура 1 раз в месяц;

— радионуклидного состава воды источника хозяйственно-питьевого водоснабжения и подпиточной воды сетевого контура 1 раз в полгода;

— радионуклидный состав сетевого теплоносителя 1 раз в квартал.

 

 

 

 

 

15. СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АС

 

15.1. Ядерное топливо. Транспортно-технологические операции

15.1.1. При эксплуатации АС должны обеспечиваться:

— 100 % учет ядерного топлива (ЯТ) и его перемещения в пределах АС;

— необходимый запас свежего ЯТ для бесперебойной работы реакторной установки (РУ);

— прием свежего ЯТ от поставщиков и его хранение на АС;

— хранение и отправку на переработку отработавшего ЯТ;

— своевременная подача ЯТ в реакторный цех на перегрузку реактора;

— ядерная и радиационная безопасность при использовании, хранении и транспортировке ЯТ на АС, а также при отправке отработавщего ЯТ с атомной станции;

— физическая защита по сохранности ядерного топлива.

15.1.2. Приказом директора АС должны назначаться ответственные хранители топлива на АС.

15.1.3. Транспортировка тепловыделяющих сборок (ТВС) со свежим или отработавшим топливом (ОТВС) на АС или вне ее должна выполняться только с использованием специально оборудованного для перевозки транспорта, контейнеров и других приспособлений в соответствии с “Правилами безопасности при транспортировании радиоактивных веществ”, “Основными правилами безопасности и физической защиты при перевозке ядерных материалов”, “Правилами безопасности при хранении и транспортировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики”.

15.1.4. Тепловыделяющие сборки со свежим ядерным топливом должны поступать от поставщика на АС в опломбированных контейнерах с соответствующей сопроводительной документацией и в сопровождении представителя завода-изготовителя.

15.1.5. При приеме тепловыделяющих сборок со свежим ЯТ от завода-изготовителя атомной станцией проверяется:

— сопроводительная документация;

— отсутствие внешних повреждений контейнеров;

— целостность технических средств индикации доступа к тепловыделяющим сборкам (пломб, специальных пломбирующих болтов и т.д.);

— масса брутто каждого контейнера с ТВС взвешиванием ;

— соответствие количества ТВС сопроводительной документации со вскрытием контейнеров и последующим их закрытием и пломбированием представителем завода-изготовителя и/или ответственным хранителем ядерного топлива АС;

— изотопный состав свежего ядерного топлива в ТВС и соответствие его сопроводительной документации.*

Полученные результаты сравниваются с данными завода-изготовителя. При

____________

* Процедуры проверки изотопного состава ядерного топлива в ТВС вводятся после опробирования и ввода в действие в установленном порядке соответсвующих приборов и методик.

обнаружении разницы данных сопроводительной документации завода-изготовителя и результатов проверки при приеме свежего ядерного топлива на АС должны быть приняты в установленном порядке меры по устранению несоответствия, а при утрате ядерных материалов – меры по их розыску.

15.1.6. Учет и контроль на АС ядерных материалов, содержащихся в тепловыделяющих сборках, должны осуществляться в соответствии требованиями “Типовых инструкций по учету и контролю ядерных материалов при их использовании, хранении и транспортировании на АС …” с реакторами типа РБМК, ВВЭР, БН. Содержания указанных инструкций должны соответствовать “Типовым требованиям к содержанию инструкции по организации учета и контроля в форме учетных едениц на ядерных установках и в пунктах хранения ядерных материалов”, а также другим нормативным документам, действующим в атомной энергетике.

15.1.7. Тепловыделяющие сборки со свежим и отработавшим топливом должны храниться в специальных помещениях (складах) или специально отведенных для этой цели местах (хранилищах, бассейнах выдержки, шахтах и т.д.) в соответствии с требованиями “Общих положений обеспечения безопасности АС”, “Правил безопасности при хранении и транспортировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики”, правил пожарной безопасности и местных инструкций.

Помещения (храненилища) должны быть снабжены устройствами, предотвращающими опрокидывание или падение тепловыделяющих сборок, и соответствующими предупредительными знаками.

15.1.8. При хранении ТВС должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие:

— подкритичность не менее 0,05 как при размещении ТВС, так и при аварийном заполнении помещения водой;

— невозможность попадания посторонних предметов в ТВС, механических повреждений и загрязнений ТВС;

— исключение вредного воздействия окружающей среды (влага, газ и т.п.).

15.1.9. Запрещается работа с открытым огнем (резка, сварка и т.д.) на расстоянии ближе 3 м от чехлов с ТВС.

15.1.10. Гнезда для установки ТВС должны осматриваться, калиброваться и при необходимости очищаться перед проведением транспортно-технологических операций с ТВС. Чистота поверхностей гнезд должна проверяться в соответствии с местной инструкцией.

Помещения хранения ТВС на радиоактивную загрязненность должны проверяться в соответствии с действующими “Правилами радиационной безопасности при эксплуатации атомных электростанций”.

15.1.11. Перегрузка ТВС из транспортных контейнеров в места для хранения должна выполняться по специальной инструкции с соблюдением правил ядерной, радиационной и общей техники безопасности в присутствии ответственного руководителя работ или ответственного хранителя топлива. Контейнеры должны вскрываться в присутствии представителя завода-изготовителя или с разрешения завода-изготовителя без присутствия их представителя.

15.1.12. Получать со склада ТВС имеет право только ответственный хранитель ЯТ по требованию, подписанному главным инженером АС или его заместителем.

15.1.13. Отработавшие и аварийные ТВС должны выдерживаться в бассейнах выдержки (БВ) или специальных шахтах под слоем воды.

Загрузка ОТВС в транспортный контейнер для отправки на переработку разрешается только после снижения уровня остаточного тепловыделения до величины, исключающей их повреждение вследствие перегрева.

15.1.14. При нахождении отработавших тепловыделяющих сборок в бассейне выдержки (шахтах) должны быть обеспечены:

— подкритичность не менее 0,05 при всех возможных аварийных ситуациях;

— исключение возможности перегрева ТВС из-за остаточного тепловыделения;

— защита персонала от радиоактивности (газовой, аэрозольной и гамма излучения);

— периодическая очистка воды БВ (шахт);

— исключение возможности случайного опорожнения БВ (шахт).

15.1.15. Негерметичные ТВС должны выдерживаться в пеналах.

15.1.16. Все транспортно-технологические операции должны проводиться по специальным инструкциям с соблюдением правил ядерной, радиационной и общей техники безопасности.

15.1.17. Транспорт с контейнерами, перевозящий тепловыделяющие сборки, при выезде из транспортных коридоров реакторного (реакторно-турбинного) цеха должен подвергаться дозиметрическому контролю. Лицу, сопровождающему транспорт, должна выдаваться справка на право выезда по форме, указанной в приложении к “Правилам радиационной безопасности при эксплуатации атомных электростанций”.

После выполнения работ по внутристанционному перемещению и отправке отработавшего ЯТ должно быть проведено детальное обследование радиационной обстановки в рабочей зоне.

15.1.18. На АС должны быть разработаны и утверждены главным инженером атомной станции системы учета, регистрации, маркировки, освидетельствования, технического обслуживания и ремонта приспособлений и механизмов, используемых при производстве транспортно-технологических операций с ТВС и ОТВС.

При производстве транспортно-технологических операций с ТВС и ОТВС разрешается использовать только штатные приспособления и механизмы, прошедшие периодическое освидетельствование, испытание и контрольный осмотр перед производством работ.

Грузоподъемные механизмы, подведомственные Госгортехнадзору России, используемые при транспортно-технологических операциях с ТВС и ОТВС, должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора России.

15.1.19. Электродвигатели механизмов транспортно-технологического оборудования и механизмов системы при транспортировке отработавших тепловыделяющих сборок должны иметь надежное питание с резервом. Кроме того, должен быть в исправном состоянии и постоянной готовности ручной привод для возможности завершения операции при аварийном останове ТВС в промежуточном положении.

15.1.20. Перемещение грузов над реактором и БВ должно осуществляться только в соответствии с транспортно-технологической схемой, утвержденной главным инженером АС.

15.1.21. БВ (шахты) и бассейны перегрузки (БП) должны заполняться водой, требования к качеству которой установлено в технологических регламентах по эксплуатации энергоблоков АС. Перед началом перегрузки должен быть создан запас воды, определенный проектом.

15.1.22. Каждая отдельная транспортно-технологическая операция, связанная с перемещением ТВС (свежих и отработавших), а также предметов, являющихся источниками высоких и средних радиоактивных излучений и загрязнений, должна регистрироваться в порядке, установленном на АС, с указанием их места нахождения. Принятые меры безопасности определяются местными инструкциями или программами.

Все выгруженные из активной зоны тепловыделяющие сборки должны размещаться в предназначенных для них проектом местах. При извлечении тепловыделяющих сборок из реактора, БВ и других мест должны приниматься меры, исключающие попадание радиоактивного теплоносителя на поверхности помещений, оборудования.

 

15.2. Реакторная установка (РУ)

15.2.1. При эксплуатации РУ должны обеспечиваться:

— надежная и безопасная работа всего оборудования;

— оптимальное использование топлива;

— работоспособность ТВС в регламентированных пределах безопасной эксплуатации.

15.2.2. Реакторная установка, включающая в себя ядерный реактор, контуры отвода тепла от него, парогенераторы, их вспомогательные системы, а также СУЗ должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями “Общих положений обеспечения безопасности атомных станций”, а также правил ядерной, радиационной, пожарной и общей техники безопасности, а также технологического регламента эксплуатации РУ, утверждаемого в установленном порядке.

15.2.3. До начала предпусковых наладочных работ разработчиком РУ должны быть разработаны и переданы администрации АС технологический регламент эксплуатации РУ, регламент технического обслуживания и ремонта оборудования РУ, а также регламент проверок и испытаний систем РУ, важных для безопасности. В технологическом регламенте эксплуатации РУ должны содержаться правила и основные приемы безопасной эксплуатации, общий порядок выполнения операций, связанных с безопасностью РУ, а также пределы и условия безопасной эксплуатации.

15.2.4. Запрещается производство любых реконструкций реактора, изменение проектных характеристик активной зоны, проведение не предусмотренных проектом ремонтных работ, использование методов дезактивации и проведение других не предусмотренных проектом мероприятий, влияющих на эксплуатационную надежность и безопасность ядерного реактора, а также внесение изменений в установленный комплекс мероприятий по обеспечению условий безопасности без согласования с Госатомнадзором России, Научным руководителем, разработчиком РУ и утверждения эксплуатирующей организацией.

Любые испытания РУ, систем важных для безопасности, не предусмотренные технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации должны проводиться по программам и методикам, содержащим обоснование безопасности и меры по обеспечению безопасности этих испытаний.

Программы и методики испытаний должны быть согласованы Научным руководителем, Главным конструктором, Генеральным проектантом АС и утверждены эксплуатирующей организацией. На проведение испытаний должно быть получено разрешение эксплуатирующей организации. Решение на проведение испытаний должны быть утверждены Госатомнадзором России.

15.2.5. Основное оборудование РУ должно подвергаться обследованию и техническому освидетельствованию до пуска в работу и периодически в процессе эксплуатации в соответствии с инструкциями, правилами соответствующих органов государственного регулирования безопасности и настоящими Правилами.

В процессе эксплуатации должен осуществляться контроль за состоянием металлоконструкций и корпуса ядерного реактора, состоянием оборудования контуров РУ, а также контроль за креплением опор всего оборудования в соответствии с инструкциями.

15.2.6. Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов РУ должно проводиться в сроки, установленные “Правилами устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок”, значение пробного давления и температуры стенок оборудования и трубопроводов при гидравлических испытаниях должно соответствовать требованиям этих правил.

15.2.7 После гидравлических испытаний главного циркуляционного контура колпак ядерного реактора типа ВВЭР должен быть установлен на штатное место.

15.2.8. Физический и энергетический пуски РУ вновь вводимого блока должен осуществлять персонал АС под научным руководством специализированной организации в соответствии с программами, согласованными с органами Госатомнадзора России и утвержденными эксплуатирующей организацией.

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

После промывки контуры РУ должны заполняться теплоносителем, качество которого соответствует требованиям, определенным соответствующими нормативными документами.

15.2.10. Все пусковые работы, начиная с загрузки ЯТ в активную зону ядерного реактора, должны проводиться при включенной в работу аппаратуре контроля состояния активной зоны (датчики всех каналов контроля должны устанавливаться в зоне максимальной чувствительности), дозиметрической аппаратуре и при наличии средств индивидуального дозиметрического контроля у занятого в пусковых работах персонала.

15.2.11. Ядерный реактор должен загружаться при непрерывном контроле плотности нейтронного потока и скорости изменения плотности нейтронного потока, а также, если это предусмотрено техническим проектом, при включенных аварийных защитах по плотности и скорости изменения плотности нейтронного потока.

При использовании раствора жидкого поглотителя необходимо контролировать его концентрацию и предусмотреть мероприятия, обеспечивающие при перегрузках исключение подачи чистого конденсата в реактор и первый контур.

15.2.12. При пуске реактора должен осуществляться непрерывный контроль:

— нейтронного потока, осуществляемый как минимум тремя независимыми каналами измерения плотности нейтронного потока и тремя независимыми каналами измерения скорости изменения плотности нейтронного потока;

— наличия теплоносителя в корпусе реактора типа ВВЭР (контролируемое по двум каналам);

— температуры и давления теплоносителя;

— концентрации бора в теплоносителе (если он используется);

— уровня воды в барабанах-сепараторах (для реакторов канального типа);

— распределения энерговыделения по радиусу и высоте активной зоны (для реакторов канального типа);

— изменения активности теплоносителя по осколкам деления.

В определенных проектом случаях должна срабатывать световая и звуковая сигнализация при достижении параметрами уставок и условий срабатывания аварийной защиты (АЗ).

Пуск должен быть прекращен и реактор немедленно остановлен при достижении уставками АЗ:

— по плотности нейтронного потока;

— по скорости нарастания плотности нейтронного потока;

— по технологическим параметрам, по которым необходимо осуществлять защиту.

15.2.13. Если при пуске вновь вводимого ядерного реактора предусматриваются состояния активной зоны без теплоносителя, то необходимо обеспечить исключение попадания теплоносителя в активную зону. В дальнейшем активная зона должна заполняться теплоносителем отдельными порциями с дополнительным контролем по кривым “обратного счета”.

15.2.14. Вывод ядерного реактора в критическое состояние и работа его на любой заданной мощности, включая минимальный контролируемый уровень (МКУ) разрешаются при следующих условиях:

— перед пуском реактора рабочие органы АЗ должны быть взведены в рабочее положение;

— системы аварийного охлаждения активной зоны должны быть готовы к работе;

— системы локализации аварии должны быть готовы к работе.

Кроме того, на реакторах канального типа должны:

— выводиться в рабочее положение стержни автоматического регулирования (АР);

— осуществляться циркуляция газа через кладку;

— обеспечиваться необходимый расход теплоносителя через каждый канал.

Реактор в критическое состояние должен выводиться в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации РУ.

Момент выхода реактора в надкритическое состояние должен устанавливаться по появлению устойчивого роста мощности на указателях нейтронной мощности и постоянного или уменьшающегося периода на измерителях периода.

Для обеспечения выхода реактора на необходимый уровень мощности должен устанавливаться период удвоения в соответствии с требованиями технологического регламента.

Если при пуске реактора контролируемые параметры по указателям нейтронной мощности или измерителям периода вышли за допустимые пределы, при которых срабатывает предупредительная сигнализация, должны быть немедленно приняты меры по восстановлению безопасного состояния реактора органами регулирования.

При возникновении аварийной ситуации все работы с активной зоной и эксперименты по физическому пуску реактора должны быть прекращены, а реактор переведен в подкритическое состояние.

15.2.15. До начала физического пуска РУ должны быть испытаны и введены в работу все системы безопасности АС.

15.2.16. В процессе физического и энергетического пусков вновь вводимой РУ должны быть получены экспериментальные данные о нейтронно-физических параметрах активной зоны, эффекты реактивности, характеристики рабочих органов СУЗ, уточнены рабочие характеристики оборудования и систем, а также пределы и условия безопасной эксплуатации.

15.2.17. Вывод РУ на заданный уровень мощности должен осуществляться в соответствии с технологическим регламентом эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС.

В первые 72 часа работы вновь вводимого блока под нагрузкой оперативный персонал АС должен контролировать состояние реакторной установки вдвое чаще, чем при длительной эксплуатации.

15.2.18. При эксплуатации РУ должен осуществляться контроль работы органов СУЗ и по показаниям соответствующих датчиков — контроль герметичности тепловыделяющих элементов.

15.2.19. При нарушении эксплуатационных пределов оперативным персоналом должна быть выполнена определенная последовательность действий, установленная в технологическом регламенте эксплуатации энергоблока (энергоблоков) АС и направленная на приведение РУ к нормальной эксплуатации.

Энергоблок должен быть остановлен, если установленные на АС пределы и условия безопасной эксплуатации не могут быть соблюдены при нахождении реактора на мощности.

15.2.20. Ядерный реактор должен быть остановлен и переведен в безопасное (подкритичное) состояние в срок, указанный в технологическом регламенте эксплуатации энергоблоков АС и, в частности, при:

— неисправности в системе аварийного охлаждения активной зоны реактора;

— неисправности в системе спринклерной установки;

— неисправности в системе промежуточного контура ГЦН или СУЗ, препятствующей нормальному охлаждению теплообменников циркуляционного контура или приводов СУЗ;

— неисправности в системах надежного питания I или II категории, препятствующей нормальной работе обратимых двигателей генераторов или автоматическому запуску дизель-генераторов;

— повышении активности теплоносителя до предусмотренного проектом аварийного значения;

— повышении активности пара или конденсата турбины до предусмотренного проектом аварийного значения;

— превышении нормы выброса радиоактивных газов и аэрозолей в вентиляционную трубу;

— течи из бака биологической защиты (кольцевого бака);

— повышении активности воздуха сверх предусмотренного проектом значения в обслуживаемых или полуобслуживаемых помещениях;

— появлении утечки теплоносителя по линии организованных протечек в объеме, превышающем производительность всех штатных подпиточных насосов;

— нарушении норм ВХР и невозможности его устранения.

Дополнительные случаи останова РУ с реактором типа ВВЭР:

— при течи из бака аварийного запаса бора, приводящие к снижению уровня

в баке ниже допустимого;

— при течи из гидроемкости аварийного охлаждения активной зоны реактора.

РУ с реактором канального типа должна быть остановлена также при:

— снижении расхода теплоносителя через канал ниже допустимого;

— течи из рабочих технологических каналов реактора или появления влаги в графитовой кладке реактора в районе расположения 1—2 каналов.

15.2.21. Рабочая мощность РУ должна быть снижена до предусмотренного технологическим регламентом значения, в соответствии с условиями безопасной эксплуатации, в случаях:

а) отключения автоматического регулятора мощности реактора (АРМ);

б) непредусмотренного опускания (ввода) одного или нескольких органов регулирования в активную зону реактора;

в) следующих неисправностей в схеме управления органами регулирования:

— непроектной последовательности движения групп кассет (стержней) СУЗ;

— движения органов регулирования не со своей группой;

— отсутствия контроля положения отдельных органов регулирования и групп кассет (стержней) СУЗ.

Если неисправность возникла в процессе увеличения мощности, дальнейший ее подъем должен быть прекращен;

— превышения допустимой по проекту температуры теплоносителя на выходе из рабочих каналов (кассет).

Снижение мощности РУ в других аварийных ситуациях определяется технологическим регламентом, исходя из конкретных особенностей реакторной установки.

15.2.22. Разогрев РУ, выход на мощность после перегрузки, после капитального или среднего ремонта, а также после простоя более 3 суток должны осуществляться только после определения подкритического состояния активной зоны и запаса реактивности.

Оперативный персонал должен иметь графики (таблицы) изменения реактивности с момента сброса исполнительных органов СУЗ на любой момент кампании.

После перегрузки должны быть проведены испытания по подтверждению основных проектных и расчетных нейтронно-физических характеристик активной зоны в объеме требований технологического регламента.

15.2.23. Режим расхолаживания РУ (снижение давления и слива теплоносителя и др.) должен вестись так, чтобы не повредить ТВС и оборудование (корпус реактора, органы регулирования, ГЦН и пр.). Скорость расхолаживания не должна превышать 30 °С/ч, за исключением случаев аварийного расхолаживания в соответствии с требованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС.

15.2.24. При 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.

15.2.25. Азот или воздух, подаваемый в главный циркуляционный контур для вытеснения теплоносителя должен быть проверен на отсутствие в нем масла. Попадание масла в ГЦК не должно допускаться.

15.2.26. Перед разуплотнением главного циркуляционного контура необходимо убедиться в отсутствии в нем избыточного давления.

15.2.27. Надзор дежурного персонала за остановленной РУ должен осуществляться постоянно в течение всего периода останова независимо от состояния реактора (расхоложен, вскрыт, и т.д.).

15.2.28. Перед пуском РУ после ее останова более чем на 3 суток или ремонта должны быть тщательно проверены ГЦН. Пуск и работа ГЦН при неисправных его защитах и блокировках запрещается, а пуск и работа ГЦН при несправных блокировках в системах обеспечения их работоспособности (промежуточный контур, система технической воды и др.) допускаются только с разрешения главного инженера АС с обязательной регистрацией в журнале распоряжений.

15.2.29. В инструкции по обслуживанию ГЦН должен быть приведен перечень случаев, когда оператор должен немедленно остановить ГЦН. При останове ГЦН мощность реактора должна быть снижена в соответствии с разрешенными пределами и условиями безопасной эксплуатации.

15.2.30. Работы с фланцевыми разъемами на оборудовании главного циркуляционного контура должны проводиться по инструкции с использованием только специально предназначенного для этих целей инструмента.

На АС должны быть в наличии заглушки для закрытия отверстий люков, патрубков, чтобы исключить попадание посторонних предметов при ремонтах и осмотрах, а также гайковерты для всех видов разъемов по главному циркуляционному контуру, приспособления для дистанционного обслуживания и ремонта.

15.2.31. В инструкции по эксплуатации парогенераторов должны быть определены:

— предельные положения уровня воды и связанные с ним отклонения, порядок установки и поддержания уровня при заполнении, разогреве и эксплуатации;

— допустимые скорости разогрева и расхолаживания;

— температура питательной воды;

— случай аварийного отключения, в том числе появление повышенной активности во втором контуре, порядок расхолаживания и дренирования парогенератора в этом случае;

— другие указания, обусловленные конструкцией парогенератора.

15.2.32. Для двухконтурных энергоблоков АС при появлении активности в продувочной воде парогенераторов за ним должен быть установлен дополнительный контроль. При превышении активности в продувочной воде пределов, установленных технологическим регламентом, оперативный персонал АС должен выполнить процедуры, предписанные технологическим регламентом по эксплуатации энергоблоков АС.

15.2.33. При заполнении парогенераторов водой со стороны второго контура с целью проведения их гидравлических испытаний отключаемая часть петли должна быть сообщена с атмосферой или сдренирована.

15.2.34. При эксплуатации должны вестись температурный контроль толстостенных элементов оборудования главного циркуляционного контура охлаждения реактора и контроль за плотностью разъемов и появлением течи в оборудовании и трубопроводах.

15.2.35. При эксплуатации компенсаторов давления в них должно поддерживаться номинальное положение уровня теплоносителя. Запрещается эксплуатация компенсаторов давления при уровне теплоносителя, выходящем за пределы установленных максимального или минимального положений, кроме случаев гидроиспытаний и замены ТВС.

Запрещается опробование и включение электрических нагревателей компенсатора давления, если они не залиты теплоносителем.

15.2.36. Запрещаются работы на емкостях выдержки азота, барботерах и других устройствах, предназначенных для приема сбросов от предохранительных клапанов главного циркуляционного контура, если контур находится под давлением.

15.2.37. При закрытии задвижек главного циркуляционного контура (ГЗЗ) запрещается использовать приспособления, которые увеличивают значение момента затяга по сравнению с указанным заводом-изготовителем.

Затворы ГЗЗ должны находиться в крайнем положении (открыты или закрыты). При неисправности любой ГЗЗ возможность дальнейшей эксплуатации энергоблока определяется главным инженером АС.

Подтяжка или замена сальникового уплотнения при наличии давления теплоносителя в контуре запрещается.

15.2.38. После проведения дезактивационных работ в боксах или устранении течи теплоносителя, а также после срабатывания спринклерной установки должно быть измерено сопротивление изоляции всех попавших в зону действия влаги электродвигателей, кабелей, датчиков контрольно-измерительных приборов, нагревателей компенсаторов давления, а также другого электротехнического оборудования и устройств.

15.2.39. Запрещается разгерметизация герметичных помещений, доступ в которые во время работы ядерного реактора не предусмотрен проектом.

До загрузки топлива в реактор, а затем периодически (не реже 1 раза в год) должна контролироваться плотность герметичных помещений для подтверждения соответствия фактической герметичности проектной.

15.2.40. После проведения ремонта оборудования и систем РУ, важных для безопасности, должна быть проведена проверка характеристик данных систем на соответствие проектным характеристикам.

15.2.41. Периодическое, в соответствии с требованиями органов Госатмнадзора России, опробывание предохранительных клапанов компенсатора давления, парогенераторов и барабан-сепараторов должно проводиться в соответствии с требованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС.

15.2.42. Концентрация водорода в баке биологической защиты (кольцевом баке) и барботере не должна превышать предельного значения (3 %). Контроль за концентрацией водорода в кольцевом баке должен проводиться не реже чем 1 раз в смену, а в барботере при эксплуатации реактора  непрерывно.

15.2.43. При эксплуатации ядерного реактора с борной системой регулирования должен постоянно поддерживаться необходимый аварийный запас раствора борной кислоты. Специальные емкости системы должны находиться в состоянии готовности для приема теплоносителя первого контура.

Не менее 2 насосов подачи раствора бора в каждой группе при эксплуатации реактора должны быть исправными и в состоянии готовности к работе; должны действовать все блокировки системы аварийного охлаждения активной зоны реактора и спринклерной системы.

15.2.44. При эксплуатации АС все резервные агрегаты и системы должны находиться в состоянии готовности к работе и, если это предусмотрено проектом, — к автоматическому включению. Порядок и условия вывода оборудования и систем из резерва должны определяться инструкциями.

15.2.45. Переход с работающего на резервное оборудование должен осуществляться периодически по графику, утвержденному главным инженером атомной станции. Перед переходом с работающего на резервное оборудование, как правило, должны проверяться все защиты и блокировки резервного оборудования.

Проверки защит и блокировок оборудования, которые не могут быть проведены при работающем блоке, должны предусматриваться графиками в период останова блока. Как правило, проверка защит и блокировок должна осуществляться выдачей импульса на их срабатывание с полной работой всей цепи, в том числе включения оборудования, открытия арматуры и т.д.

 

15.3. Ядерная безопасность

15.3.1. Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования реакторной установки должны соответствовать требованиям “Правил ядерной безопасности реакторных установок атомных станций”.

15.3.2. Административное руководство АС несет ответственность за обеспечение ядерной безопасности, организацию и проведение работ по обеспечению безопасного технического состояния РУ и АС и подготовленность персонала. Должностные лица и персонал АС несут ответственность за ядерную безопасность в пределах, установленных должностными инструкциями.

15.3.3. Основным документом, определяющим безопасную эксплуатацию, является технологический регламент, содержащий правила и основные приемы безопасной эксплуатации станции, общий порядок выполнения операций, связанных с безопасностью АС, а также пределы и условия безопасной эксплуатации.

15.3.4. Для поддержания способности систем, важных для безопасности, удовлетворять проектным требованиям, должны проводиться их регулярное техническое обслуживание, ремонт и испытания.

Административное руководство АС на основе проектных материалов, с учетом требований технологического регламента, организует разработку для систем, важных для безопасности:

— инструкций по проведению проверок и испытаний;

— графиков проведения техобслуживания, планово-предупредительных и капитальных ремонтов систем и элементов;

— графиков проведения испытаний и проверок функционирования систем безопасности.

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

15.3.6. Все ядерные реакторы АС должны иметь паспорта, оформляемые в Госатомнадзоре России.

Состояние ядерной безопасности на АС должно проверяться комиссионно не реже 1 раза в год.

15.3.7. Все случаи нарушения ядерной безопасности АС должны расследоваться в соответствии с “Положением о порядке расследования и учета нарушений в работе АС” и должны быть приняты меры, направленные на предотвращение повторения подобных случаев.

15.3.8. При эксплуатации АС система управления и защиты реактора должна обеспечивать:

— пуск и перевод активной зоны реактора в подкритическое состояние без нарушения пределов безопасной эксплуатации;

— автоматическое поддержание заданного уровня мощности (интенсивности цепной реакции);

— контроль нейтронного потока во всем диапазоне изменения плотности нейтронного потока в активной зоне от 10-7 до 120 % номинального уровня, осуществляемый как минимум: тремя независимыми между собой каналами измерения уровня плотности нейтронного потока с показывающими приборами (по крайней мере два из трех каналов контроля должны быть оснащены записывающими устройствами);

— контроль за изменением реактивности;

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

— аварийную защиту реактора на всех уровнях мощности независимо от наличия и состояния источников энергопитания;

— надежное поддерживание реактора в подкритическом состоянии и средства контроля подкритичности активной зоны;

— перекрытие не менее чем на один порядок изменений измеряемой величины при последовательном переходе с одной группы измерительных каналов на другую;

— автоматическое снижение мощности РУ, предусмотренное проектом, при изменении технологических параметров или отключении действующего оборудования.

При наличии на РУ нескольких родов аварийной защиты за аварийную защиту первого рода принимается самая быстродействующая, обеспечивающая автоматический останов реактора при возникновении аварии.

15.3.9. Электрическая схема управления движением органов СУЗ должна обеспечивать автоматический ввод поглотителей в ядерный реактор после срабатывания АЗ. Должно быть исключено введение положительной реактивности средствами воздействия на реактивность, предусмотренными техническим проектом РУ, если рабочие органы аварийной защиты не приведены в рабочее положение.

15.3.10. Должна быть обеспечена скорость введения положительной реактивности исполнительными органами СУЗ не более 0,07 Вэф/с. Если исполнительные органы имеют эффективность более 0,7 Вэф, то введение положительной реактивности должно быть шаговым с весом шага не более 0,3 Вэф.

15.3.11. Подкритичность активной зоны ректора в любой момент компании после взвода рабочих органов АЗ в рабочее положение с введенными в активную зону остальными органами СУЗ должна быть не менее 0,01 в состоянии активной зоны с максимальным коэффициентом размножения.

15.3.12. Количество, расположение, эффективность и скорость введения исполнительных органов АЗ должны обеспечивать при любых аварийных ситуациях, включая выход из строя одного наиболее эффективного органа:

— скорость снижения мощности ядерного реактора, достаточную для предотвращения повреждения оболочек ТВЭЛ;

— приведение реактора в подкритическое состояние и поддержание его в этом состоянии с учетом возможного увеличения реактивности в течение времени, достаточного для ведения других, более медленных органов СУЗ;

— предотвращение образование локальных критических масс.

5.3.13. Вывод ядерного реактора в критическое состояние и на мощность разрешается при выполнении следующих условий:

— исполнительные органы АЗ должны находиться во взведенном состоянии;

— органы автоматического регулирования (для канальных реакторов) должны находиться в промежуточном положении;

— должен осуществляться контроль нейтронного потока и периода разгона реактора;

— аварийная защита реактора должна соответствовать требованиям п.п. 15.3.8 и 15.3.12;

— в систему управления и защиты должны быть включены все исполнительные органы СУЗ;

— система аварийного электроснабжения должна быть исправной и находиться в состоянии готовности к работе, должен иметься установленный инструкцией запас дизельного топлива;

— система аварийного ввода жидкого поглотителя должна быть исправной и находиться в состоянии готовности к действию, должны быть созданы установленный запас и концентрация жидкого поглотителя;

— система сигнализации и блокировок должна быть опробована и находиться в рабочем состоянии;

— должны быть исправными и находиться в состоянии готовности к действию системы аварийного расхолаживания и системы локализации аварий.

15.3.14. Операции по достижению критического состояния должны выполняться только по командам начальника смены АС или энергоблока.

15.3.15. Контроль за остановленным реактором, когда ядерное топливо находится в активной зоне, должен осуществляться постоянно, в течение всей стоянки, и в том числе при загрузке и перегрузке топлива.

Обязательному контролю подлежат:

— нейтронный поток;

— скорость нарастания нейтронного потока (или реактивность);

— концентрация поглотителя в теплоносителе (если предусмотрена проектом жидкостная система регулирования).

15.3.16. В случае возникновения на РУ аварийной ситуации должны быть выявлены и устранены причины ее возникновения и приняты меры для восстановления нормальной эксплуатации РУ. В случае невозможности восстановления нормальной эксплуатации РУ должна быть остановлена. Эксплуатация РУ может быть продолжена только после выяснения и устранения причины возникновения аварийной ситуации по письменному распоряжению главного инженера АС. Оператор (ВИУР) РУ имеет право и обязан самостоятельно остановить реактор в случаях, предусмотренных технологическим регламентом и/или если дальнейшая работа угрожает безопасности энергоблока (АС).

15.3.17. Все работы со свежим или отработанным топливом должны проводиться с соблюдением правил ядерной безопасности по утвержденному плану и инструкциям.

Порядок проведения перегрузки топлива должен определяться программой, рабочим графиком, картограммами перегрузки, составленными с учетом требования обеспечения ядерной безопасности.

15.3.18. В реакторах, где перегрузка осуществляется с расцеплением рабочих органов СУЗ, она должна проводиться при введенных в активную зону рабочих органах СУЗ и других средствах воздействия на реактивность, причем минимальная подкритичность реактора в процессе перегрузки с учетом возможных ошибок должна составлять не менее 0,02. Если при этом реактивность компенсируется раствором жидкого поглотителя, его концентрация должна быть доведена до такого значения, при котором (с учетом возможных ошибок) обеспечивается подкритичность реактора не менее 0,02 (без учета введенных рабочих органов СУЗ). В этом случае техническими и организационными мерами должна быть исключена возможность подачи чистого конденсата в реактор и первый контур.

Перегрузка топлива на остановленном реакторе канального типа должна проводиться при взведенных рабочих органах АЗ, причем минимальная подкритичность реактора с учетом возможных ошибок должна составлять не менее 0,02. В РУ, на которых перегрузка проводится при работе реактора на мощности, она осуществляется при обоснованных в проекте допустимых эксплуатационных режимах работы и наличии средств, эффективность которых достаточна для подавления избыточной реактивности, ввод которой возможен из-за ошибок загрузки или непредусмотренных эффектов реактивности.

15.3.19. Ядерно-опасные работы должны проводиться по специальному техническому решению или программе утверждаемых главным инженером АС, как правило, на остановленном реакторе с подкритичностью не менее 0,02 для состояния активной зоны с максимальным эффективным коэффициентом размножения.

Техническое решение (программа) должно содержать:

— цель проведения ядерно-опасных работ;

— перечень ядерно-опасных работ;

— 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.

15.3.20. Для проектных аварий, включая ядерную аварию, действия персонала должны определяться “Инструкцией по ликвидации аварий на АС”, разрабатываемой административным руководством АС на основе ТОБ АС. В инструкции должны быть рассмотрены проектные аварии и разработаны меры по ликвидации последствий аварий. Инструкция должна быть согласована Научным руководителем, Генеральным конструктором РУ и Генераральным проектировщиком АС.

Для управления запроектными авариями в соответствии с проектными материалами должно быть разработано специальное руководство, которое должно быть согласовано с Научным руководителем, Главным конструктором РУ и Генеральным проектантом АС.

15.3.21. В инструкциях по эксплуатации систем и оборудования АС, регламентирующих эксплуатацию реакторов и процедуры обращения с ЯТ, должны быть отражены требования по обеспечению ядерной безопасности.

 

15.4. Сбор, хранение, транспортировка и захоранение радиоактивных отходов, дезактивация

15.4.1. Сбор, хранение, транспортировка и захоронение радиоактивных отходов должны осуществляться в соответствии с действующими правилами и инструкциями.

15.4.2. Жидкие радиоактивные отходы по величине объемной активности подразделяются в соответствии с “Санитарными правилами проектирования и эксплуатации атомных станций” на низко-, средне- и высокоактивные.

15.4.3. Радиоактивные воды от технологических систем АС после дезактивации и контроля их активности должны использоваться в оборотном водоснабжении АС, а дебалансные воды могут быть сброшены в открытые водоемы или хозяйственно-фекальную канализацию промплощадки, если содержание в них радионуклидов не превышает ДКб в смеси и валовый сброс не превышает ДС. Условия сброса очищенных вод должны удовлетворять требованиям “Правил охраны поверхностных вод”.

Неконтролируемый выпуск воды из спецканализации в водоемы, на поверхность земли, а также в систему хозяйственно-фекальной и производственной ливневой канализации запрещается.

15.4.4. При эксплуатации хранилища жидких отходов (ХЖО) должна поддерживаться в рабочем состоянии система передачи жидких отходов и пульпы из одной емкости в другие, а также в систему окончательной обработки отходов.

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

15.4.6. На АС должен осуществляться контроль герметичности емкостей ХЖО (методом измерения активности в специальных скважинах, охраняемых от засорения, и другими методами).

15.4.7. Хранящиеся на АС ЖРО подлежат концентрированию и отвердению. В кубовом остатке жидких радиоактивных отходов, направляемых на окончательное захоронение, солесодержание нормируется проектом.

15.4.8. В ХЖО должен осуществляться радиационный контроль мощности дозы гамма-излучения, концентрации радиоактивных газов и аэрозолей в воздухе помещений.

Хранение жидких радиоактивных отходов должно быть организовано так, чтобы избежать образования в емкостях взрывоопасной смеси и повышения температуры отходов выше заданных значений.

15.4.9. На АС должен вестись строгий учет поступления жидких отходов из промежуточных емкостей в ХЖО с записью в соответствующем журнале.

Ответственность за учет, хранение отходов и правильную эксплуатацию ХЖО несет администрация цеха, в состав которого входит ХЖО.

15.4.10. Сбор твердых радиоактивных отходов должен осуществляться в контейнеры, располагаемые в помещениях на специально отведенных местах.

Классификация твердых радиоактивных отходов должна осуществляться в соответствии с требованиями “Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций”.

Персонал АС должен предотвращать смешивание отходов различной степени радиоактивности, а также попадание неактивных твердых отходов в радиоактивные.

15.4.11. На АС должна быть обеспечена возможность периодической дезактивации оборудования и помещений, поверхности которых в процессе эксплуатации находятся в контакте с технологическими средами, загрязненными радиоактивными веществами.

Необходимо контролировать эффективность дезактивации.

15.4.12. При эксплуатации АС должны поддерживаться в рабочем состоянии системы дезактивации оборудования и помещений.

15.4.13. На АС должен быть предусмотрен неснижаемый запас дезактивирующих средств и моющих растворов, которые хранятся в специально отведенных местах.

Моющие растворы для дезактивации должны выбираться с таким условием, чтобы обеспечивался смыв радиоактивных веществ и предотвращение их вторичного осаждения на дезактивируемую поверхность. Моющие растворы не должны вызывать коррозионных повреждений оборудования.

15.4.14. Твердые радиоактивные отходы (ТРО) подлежат переработке в целях уменьшения их объема методами сжигания, прессования и измельчения.

Радиоактивные отходы натриевых систем перед захоронением должны отмываться от щелочных металлов. При переработке и очистке не допускается рассеяние радиоактивных веществ.

15.4.15. Транспортировку ТРО к местам захоронения следует проводить на специально оборудованном транспорте в транспортных контейнерах по маршрутам, согласованным с местными органами Госсаннадзора и Государственной автомобильной инспекции.

Перед отправкой к месту обработки, хранения или захоронения контейнеры с ТРО должны подвергаться дозиметрическому контролю.

Должен вестись учет вывозимых ТРО с записью в соответствующем журнале.

15.4.16. Должны быть приняты меры для предотвращения попадания воды в хранилища ТРО. Систематически (не реже 1 раза в месяц) должен проводиться контроль за состоянием хранилища.

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

15.4.17. На АС должны быть разработаны и введены нормы образования ЖРО при ведении любых технологических процессов и дезактивации.

Сбор ЖРО для временного хранения должен осуществляться в специальные емкости; пульпы ионообменных смол, перлита и активированного угля собираются в отдельные емкости.

Горючие ЖРО должны также собираться отдельно и направляться на установки сжигания этих отходов с очисткой дымовых газов от радиоактивных веществ.

15.4.18. Во всех случаях при планировании и проведении любых работ в зоне строгого режима должны предусматриваться и выполняться мероприятия по сокращению объема ТРО и ЖРО и их своевременному удалению.

15.4.19. Контроль за режимом грунтовых вод, уровнем воды в контрольных скважинах и содержанием радионуклидов по периметру хранилища жидких и твердых радиоактивных отходов должен проводиться не реже 1 раза в квартал.

15.4.20. Оборудование, инструмент, посуда и другие предметы, выносимые из укрытия (боксов, шкафов и т.п.), из необслуживаемых или периодически обслуживаемых помещений зоны строгого режима в другие помещения, должны подвергаться дезактивации на месте для снижения загрязнений до уровней, установленных для этих помещений, а не поддающиеся очистке до допустимого уровня рассматриваться, как радиоактивные отходы.

15.4.21. Во всех помещениях постоянного пребывания персонала, в которых ведутся работы с применением радиоактивных веществ в открытом виде, должна осуществляться ежедневная влажная уборка; не реже 1 раза в месяц — полная уборка с мытьем стен, полов, дверей и наружных поверхностей оборудования.

15.4.22. По окончании работ каждый работающий (или специальный персонал) должен убрать свое рабочее место и при необходимости дезактивировать рабочую посуду и инструмент.

15.4.23. Для нерадиоактивных промышленных твердых отходов АС должен предусматриваться специальный полигон (свалка) на территории санитарно-защитной зоны АС.

Удаление нерадиоактивных отходов АС, кроме бытовых отходов и строительного мусора, прошедших дозиметрический контроль, на городские свалки и другие свалки общехозяйственного назначения запрещается.

 

15.5. Вентиляция и система удаления газообразныхых радиоактивных отходов

15.5.1. При эксплуатации вентиляционных систем должны обеспечиваться бесперебойное снабжение обслуживаемых помещений чистым воздухом в соответствии с проектными режимами и поддержание при всех нормальных эксплуатационных режимах работы АС в герметичных помещениях и боксах, где возможно появление радиоактивных газов и аэрозолей, разрежения в пределах проектных значений, но не менее 5 кгс/м2 (50 Па). Следует на период ремонта предусматривать увеличение количества удаляемого воздуха из данных помещений за счет включения резервного агрегата вытяжных систем.

15.5.2. Запрещается объединение различных по степени загрязненности помещений воздуховодами одной системы вентиляции. Вентиляция реакторного зала должна осуществляться самостоятельной системой, при этом воздухообмен в реакторном зале при условии посещения его персоналом должен быть не менее однократного в час.

15.5.3. Должен обеспечиваться 100 % резерв вытяжных и приточных вентиляторов с автоматическим вводом резерва. Вытяжные вентиляционные системы, обслуживающие ответственных потребителей, должны питаться от сети надежного электропитания и обеспечивать самозапуск после перерыва питания.

15.5.4. Во время эксплуатации систем вентиляции должны контролироваться следующие параметры:

— давление (разрежение) и температура воздуха в помещениях;

— напор, развиваемый вентиляторами;

— расход воздуха;

— сопротивление фильтров;

— концентрация радиоактивных газов и аэрозолей до и после фильтров.

Объем и периодичность контроля должны определяться местными инструкциями.

Концентрация радиоактивных газов и аэрозолей в вентиляционных трубах должна контролироваться непрерывно.

15.5.5. При очистке воздуха и газов угольными фильтрами относительная влажность воздуха (газа) не должна превышать 70 %. Запрещается эксплуатация этих фильтров при отключенном влагометре.

Фильтры всех приточных систем должны обеспечивать эффективность очистки воздуха от объемной радиоактивности не менее 80 %.

15.5.6. На АС должна постоянно проводиться работа по снижению активности газообразных выбросов.

Эксплуатация систем очистки и удаления воздуха должна исключать возможность превышения предельно допустимой дозы выбросов радиоактивных веществ, установленной действующими правилами. Запрещается эксплуатация АС при активности газообразных выбросов, превышающей предельно допустимую.

15.5.7. При наличии на АС нескольких вентиляционных труб активность выбросов через каждую из них должна нормироваться таким образом, чтобы суммарная активность не превосходила установленную.

15.5.8. Удаляемые из технологического оборудования газы и воздух, содержащие радиоактивные вещества, перед выбросом в атмосферу должны подвергаться очистке, а при необходимости — выдержке в специальных газгольдерах.

При аварии на АС, приводящей к загрязнению радионуклидами атмосферы в зоне воздухозаборных устройств приточных систем и вспомогательных зданий, следует выключить приточновытяжные обменные системы вентиляции, не связанные с обеспечением условий работы технологического оборудования при ликвидации аварии.

Системы очистки удаляемых из технологического оборудования газов должна быть оснащена необходимыми контрольно-измерительными приборами. Управление этой системой должно осуществляться дистанционно.

15.5.9. Во всех элементах оборудования систем сбора и очистки газов, газгольдерах и других емкостях, где возможно выделение и накопление водорода, систематически должна контролироваться его концентрация.

Концентрация водорода в газе более 3 % не должна допускаться.

Элементы, подлежащие контролю на возможное выделение и накопление водорода, должны быть указаны в инструкции на основании проекта.

15.5.10. Эксплуатация установки дожигания водорода должна осуществляться в соответствии со специальной инструкцией. Запрещается эксплуатация этой установки при объемной концентрации водорода за контактным аппаратом более 1 %.

15.5.11. Запрещается длительная (более 3 часов) эксплуатация установки дожигания водорода, если температура поступающего на контактный аппарат газа ниже 120 °С.

15.5.12. Осмотр оборудования систем вентиляции, очистки газов и дожигания водорода, опробование резервных агрегатов и переход на них осуществляется периодически (по графику). Капитальный ремонт этого оборудования должен проводиться по мере необходимости.

Ремонт вентиляционных агрегатов или замена фильтров на системах ремонтной вентиляции не должны выполняться в период проведения ремонтных или перегрузочных работ, за исключением резервных вентиляционных установок.

 

 

 

 

 

16. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ АС И СЕТЕЙ

 

16.1. Генераторы

16.1.1. При эксплуатации генераторов должна быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

16.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов допускается только для ремонта или проверки.

Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с общестанционными и системными устройствами автоматики.

На АС должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ.

На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.

16.1.3. АРВ 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 рабочем режиме, если это значение не ограничено для отдельных старых типов машин;

— номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;

— автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

На генераторах АС, где предусматривается использование кинетической энергии турбогенератора в режиме аварийного выбега, автоматически выводится из работы устройство ограничения длительности форсировки и обеспечивается при необходимости предельное (потолочное) возбуждение генератора.

16.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении.

В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.

16.1.5. На всех генераторах, оборудованных автоматическим гашением поля с разрывом цепи ротора, должна быть установлена и постоянно находиться в работе специальная защита от перенапряжений (разрядник и т.п.).

16.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и снижения давления масла ниже установленного предела.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло – водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбогенератора со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.

16.1.7. Вновь устанавливаемые турбогенераторы с водородным охлаждением должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.

Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой запрещается.

Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.

16.1.8. При пуске и во время эксплуатации генераторов должен быть организован контроль электрических параметров статора, ротора и систем возбуждения, температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред, уплотнений вала, подшипников, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части, чистоты и давления водорода, давления и температуры масла в уплотнениях, герметичности систем жидкого охлаждения, а также вибрация подшипников и контактных колец турбогенераторов.

16.1.9. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:

— температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора — не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, — не реже 1 раза в сутки;

— газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) — не реже 1 раза в месяц;

— чистоты водорода в корпусе машины, содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах выводов и кожухах нулевых выводов — не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам газов и непрерывно по автоматическим газоанализаторам, а при неисправности автоматического газоанализатора, действующего на сигнал, — не реже 1 раза в сутки;

— содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотдельном баке маслоочистительной установки генератора — в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;

— показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора — в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.

16.1.10. Чистота водорода должна быть не ниже:

— в корпусах генераторов(с непосредственным водородным охлаждением) — 98 %;

Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не выше 15 оС и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.

16.1.11. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора при чистоте водорода 98% должно быть не более 0,8 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора — 2 %.

16.1.12. Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов турбогенератора должно быть менее 1 %.

16.1.13. Колебания давления водорода в корпусе генератора при нормальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см2 (100 кПа) должно быть не более 20 %, а при большем избыточном давлении — не более  0,2 кгс/см2 ( 20 кПа).

16.1.14. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя.

16.1.15. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

Арматура установленная на маслопроводах системы масляных уплотнений вала генератора, должна быть опломбирована в рабочем положении.

16.1.16. Суточная утечка водорода в генераторе должна быть не более 5 %, а суточный расход с учетом продувок — не более 10 % общего количества газа при рабочем давлении.

16.1.17. Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации.

При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

Допускается использование при включении в сеть способа самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем.

При ликвидации аварии турбогенераторы мощностью до 200 МВт разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации.

16.1.18. Генераторы в случае сброса нагрузки, не связанного с повреждением агрегата или неисправной работы системы регулирования турбины, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии.

16.1.19. Скорость повышения напряжения на генераторах не ограничивается.

Скорость набора активной нагрузки для всех генераторов должна быть определена условиями работы турбины или реактора (дизеля).

Скорость повышения тока статора и ротора генераторов с косвенным охлаждением обмоток, не ограничивается; на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных ситуациях не ограничивается.

16.1.20. Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для турбогенераторов мощностью 30 МВт и более также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения  5 % и частоты  2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %.

Наибольший ток ротора, полученный при отклонении напряжения в пределах 5 % длительно допустим при работе с номинальной мощностью и номинальными параметрами охлаждающих сред. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до 5 % длительно допустим только при соответствующих параметрах охлаждения.

Для всех генераторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110 % номинального. При напряжении выше 105 % допустимая полная мощность генератора должна быть установлена в соответствии с указаниями завода-изготовителя или по результатам испытаний.

При напряжении на генераторе ниже 95 % номинального ток статора должен быть не выше 105 % длительно допустимого.

16.1.21. Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается.

В аварийных условиях генераторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно государственным стандартам и техническим условиям. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистеме допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в табл. 2.3 кратности тока, отнесенной к номинальному значению.

Таблица 2.3

Допустимая кратность перегрузки генератора

по току статора

Продолжительность перегрузки, мин, не более  Косвенное охлаждение обмотки статора  Непосредственное охлаждение обмотки статора  

    водой  водородом  

60 15 10 6 5 4 3 2 1  1,1 1,15 - 1,2 1,25 1,3 1,4 1,5 2,0  1,1 1,15 - 1,2 1,25 1,3 1,35 1,4 1,5  - - 1,1 1,15 - 1,2 1,25 1,3 1,5  

 

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора (табл.2.4).

Таблица 2.4

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов

по току ротора

Продолжительность перегрузки, мин, не более  Турбогенераторы  

  ТВФ, кроме ТВФ-120-2  ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2  

60 4 1 0,5 0,33  1,6 1,2 1,7 2 -  1,06 1,2 1,5 - 2  

 

16.1.22. При появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжения турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, должны быть автоматически отключены, а при отказе защиты немедленно разгружены и отключены от сети. Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора турбогенераторов меньших мощностей с током замыкания более 5 А.

Работа турбогенераторов мощностью менее 150 МВт при токе замыкания на землю, не превышающем 5 А, допускается не более 2 ч, по истечении которых они должны быть отключены. Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению главного инженера АС допускается работа генератора продолжительностью до 6 ч.

16.1.23. При появлении сигнала о снижении сопротивления изоляции в цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора он должен быть не более чем за 1 ч, а при замыкании на землю — немедленно переведен на резервное возбуждение. Если при этом сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе, если оно останется пониженным, турбогенератор при первой возможности, но не позднее чем через 7 суток должен быть выведен в ремонт (если иное не предусмотрено в заводской документации).

При отсутствии системы резервного возбуждения или невозможности ее использования, а также при дальнейшем снижении сопротивления изоляции (ниже значения, указанного в инструкции завода-изготовителя или других нормативных документах) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

При появлении замыкания на землю в цепи возбуждения турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора они должны быть переведены на резервное возбуждение. Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенераторы должны быть при первой возможности выведены в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал. При появлении сигнала эти турбогенераторы должны быть немедленно разгружены и отключены от сети.

16.1.24. Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12 % номинального для турбогенераторов и 20 % для дизель-генераторов.

Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального, если иное не оговорено в инструкции завода-изготовителя.

16.1.25. Допускается кратковременная работа в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60 % номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30 мин.

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии — на основании результатов специальных испытаний или требований нормативных документов.

Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установлена расчетами или испытаниями.

Работа турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения запрещается.

Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции запрещается.

16.1.26. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом-изготовителем турбины или нормативными документами.

16.1.27. Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.

16.1.28. Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.

Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии — на основании нормативных документов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.

При регулярной работе генератора в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.

16.1.29. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода, без возбуждения запрещается.

В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткие требования), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.

16.1.30. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500—1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и “Нормами испытания электрооборудования”.

Работа генераторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается только с разрешения главного инженера электростанции с учетом п. 16.1.23.

16.1.31. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать требованиям типовой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения.

16.1.32. При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 КОмсм должна действовать предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 КОмсм генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято.

16.1.33. Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм.

Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов должна проверяться не реже 1 раза в месяц.

16.1.34. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок.

16.1.35. Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать требованиям п. 14.3.26.

Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измеряться не реже 1 раза в 3 месяца и быть не выше 300 мкм.

16.1.36. После монтажа и капитального ремонта генераторы, как правило, могут быть включены без сушки. Необходимость сушки устанавливается “Нормами испытания электрооборудования”.

16.1.37. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.

В аварийных условиях освобождения от водорода может быть начато во время выбега машины.

Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов”.

16.1.38. На АС, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его 10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота — шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50 %.

16.1.39. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток внутри корпуса генератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот, участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты и давления водорода в генераторе должен осуществлять электрический цех АС.

Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла), масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный цех.

На тех АС, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этот цех.

16.1.40. Капитальный и текущие ремонты генераторов должны быть совмещены с капитальными и текущими ремонтами турбин.

Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны быть проведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию.

Выемка роторов генераторов при последующих ремонтах должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с требованиями нормативных документов.

16.1.41. Профилактические испытания и измерения на генераторах должны проводиться в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования”.

16.1.42. При плановых и аврийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) необходимо обеспечить безотлагательную разборку главной схемы электрических соединений для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор.

 

16.2. Электродвигатели

16.2.1. При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит должна быть обеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

16.2.2. На шинах собственных нужд электростанции напряжение должно поддерживаться в пределах 100—105 % номинального. При необходимости допускается работа электродвигателей при напряжении 90—110 % номинального.

16.2.3. На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения. На электродвигателях и их пусковых устройствах должны быть надписи с наименованием агрегата, к которому они относятся.

16.2.4. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и помещениях с повышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха, температура которого должна соответствовать требованиям заводской инструкции.

Плотность тракта охлаждения (корпуса электродвигателя, воздуховодов, заслонок) должна проверяться не реже 1 раза в год.

Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматически включаться и выключаться при при включении и отключении основных электродвигателей.

16.2.5. Электродвигатели с водяным охлаждением статора или ротора должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата должны соответствовать требованиям заводских инструкций.

16.2.6. При перерыве в электропитании собственных нужд должен быть обеспечен самозапуск электродвигателей ответственных механизмов при повторной подаче напряжения.

Время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, должно быть не более 2.5 с. В порядке исключения допускается большее время перерыва питания, если обеспечивается самозапуск электродвигателей, который должен быть подтвержден расчетно-экспериментальным путем. Допустимая продолжительность перерыва в электропитании ГЦН РУ определяется условиями защиты ядерных реакторов. Перечень ответственных механизмов должен быть утвержден главным инженером АС.

16.2.7. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния — 2 раза подряд, из горячего — 1 раз.

Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение разрешается после внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения запрещается.

16.2.8. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по утвержденному главным инженером графику. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

16.2.9. Вертикальная и поперечная составляющие вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, вращающиеся рабочие части которых быстро изнашиваются, а также для электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, должны быть не выше следующих значений:

Синхронная частота  3000  1500  1000  750 и

вращения, об/мин  менее

Допустимая вибрация

подшипников, мкм  50  100  130  160

Для электродвигателей остальных механизмов нормы вибрации должны быть не выше следующих значений:

Синхронная частота  3000  1500  1000  750 и

вращения, об/мин  менее

Допустимая вибрация

подшипников, мкм  30  60  80  95

Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов должна быть установлена по графику, утвержденному главным инженером электростанции.

16.2.10. Надзор за нагрузкой электродвигателей, вибрацией, температурой подшипников и охлаждающего воздуха, уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода воздуха и воды для охлаждения обмоток, а также операции по пуску и останову электродвигателя должен осуществлять дежурный персонал цеха, обслуживающего механизм.

В случаях, когда через камеры охладителей проходят токоведущие части, надзор и обслуживание схемы охлаждения электродвигателей должен осуществлять персонал электроцеха.

16.2.11. Для электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть организован контроль тока статора.

16.2.12. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку при ремонте должен проводить персонал электроцеха, за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловой автоматики и измерений.

16.2.13. Центровку и балансировку агрегата; снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносныхподшипников; ремонт вкладышей подшипников скольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (при принудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха и воды для охлаждения обмоток, охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, должен проводить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм или персонал подрядной организации, производящий ремонт оборудования на данной АС.

16.2.14. Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны быть организованы в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования”.

 

16.3. Силовые трансформаторы и масляные реакторы

16.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и масляных реакторов (далее реакторов) должна быть обеспечена их длительная и надежная работа путем:

— соблюдения нагрузок, напряжений и температур в пределах установленных норм;

— поддержания характеристик масла и изоляции в нормированных пределах;

— содержания в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты масла и др.

16.3.2. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, а маслопровод к расширителю — не менее 2 %. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.

16.3.3. Высокорасположенные (3 м и выше) части работающих трансформаторов и реакторов должны осматриваться со стационарных лестниц с соблюдением требований ПТБ.

16.3.4. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

16.3.5. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.

На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фазы.

Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

16.3.6. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило, от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла — с применением АВР.

16.3.7. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе, и, как правило, с автоматическим управлением. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.

16.3.8. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всех нормированных режимах.

16.3.9. На трансформаторах и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение вида Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора или реактора. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определен заводской инструкцией.

Эксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов запрещается.

16.3.10. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 °С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при снижении температуры масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки меньше номинального.

Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией.

16.3.11. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кг/см2 (10 кПа).

Система циркуляции воды должна быть включена после включения масляного насоса при температуре верхних слоев масла не ниже 15 °С и отключена при снижении температуры масла до 10 °С.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

16.3.12. Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

16.3.13. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть (если заводом-изготовителем не оговорены другие температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ — не выше 75 °С; с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д — не выше 95 °С; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.

16.3.14. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки до 10 % выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.

Для автотрансформаторов с ответвлениями в централи для регулирования напряжения или предназначенных для работы с принудительными регулировочными трансформаторами допускаемое повышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.

16.3.15. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируется типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.

В автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.

16.3.16. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы

Перегрузка по току, %  30  45  60  75  100

Длительность перегрузки, мин  120  80  45  20  10

Сухие трансформаторы

Перегрузка по току, %  20  30  40  50  60

Длительность перегрузки, мин  60  45  32  18  5

Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40 % общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора, если подобная перегрузка не обусловлена требованиями, указанными в инструкции по эксплуатации трансформаторов или нормативных документах.

16.3.17. При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.

16.3.18. Включение 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 ниже -25 °С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла -25 °С, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;

— при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии с заводскими инструкциями.

16.3.19. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла -20 °С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и -45 °С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

16.3.20. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электросетях напряжением до 20 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже 1 раз в год; в первый год эксплуатации — в период максимальных и номинальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости.

16.3.21. Нейтрали обмоток автотрансформаторов и реакторов 110 кВ и выше, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны работать в режиме глухого заземления.

Допускается заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

16.3.22. При срабатывании газового реле на сигнал должны быть немедленно произведены разгрузки и отключения трансформатора (реактора) для отбора газа и выявления причин срабатывания газового реле. Внешним осмотром и по результатам анализа газа из газового реле, хроматического анализа масла и других измерений определяется состояние трансформатора (реактора) и возможность его дальнейшей работы.

16.3.23. В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включить в работу только после осмотра, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

16.3.24. Трансформаторы мощностью 1 МВА и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов (реакторов) должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

16.3.25. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

16.3.26. Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:

— в установках с постоянным дежурством персонала:

главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд и реакторов — 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов — 1 раз в неделю;

— в установках без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, в трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев.

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены главным инженером АС.

16.3.27. Капитальные ремонты должны проводиться:

— трансформаторов напряжением 110—150 кВ мощностью 125 МВА и более, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше, реакторов, основных трансформаторов собственных нужд электростанций — не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и состояния;

— остальных трансформаторов — в зависимости от результатов испытаний и их состояния.

16.3.28. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) должны быть организованы в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования” и заводскими инструкциями.

 

16.4. Распределительные устройства

16.4.1. Электрооборудование распределительных устройств (РУ) всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях.

РУ напряжением 330 кВ и выше должны быть оснащены средствами биологической защиты в виде стационарных, переносных или инвентарных экранов, а также средствами индивидуальной защиты. Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше, должен располагать картой распределения напряженности электрического поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 м над поверхностью земли.

16.4.2. Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

При расположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадии проектирования и эксплуатации должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции:

— в открытых распределительных устройствах (ОРУ) — усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами;

— в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) — защита от проникновения пыли и вредных газов;

— в комплексных распределительных устройствах наружной установки (КРУН)— уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электроподогрева с ручным или автоматическим управлением.

16.4.3. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40 °С. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

16.4.4. Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещения ЗРУ, камеры КРУ и КРУН.

Покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образование цементной пыли.

16.4.5. Между деревьями и токоведущими частями РУ должны быть расстояния, при которых исключена возможность перекрытия.

16.4.6. Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.

Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать бесперебойный отвод воды.

16.4.7. Маслоприемники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

16.4.8. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температуре окружающего воздуха.

Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения.

16.4.9. За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

16.4.10. Распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы.

16.4.11. На столбовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и также заперты на замок.

16.4.12. Для наложения заземлений в РУ напряжением 3 кВ и выше должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи.

Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи, как правило, — в черный.

16.4.13. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборах, а также на лицевой и оборотной стороне панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На дверях РУ должны быть предупреждающие знаки в соответствии с требованиями “Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках”.

На предохранительных щитках и/или у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз.

16.4.14. В РУ должны находиться переносные заземления, защитные и противопожарные средства.

В местах постоянного дежурства персонала должны находиться средства по оказанию первой помощи пострадавшим. Места организации санитарных постов определяются приказом по АС.

16.4.15. Осмотр оборудования распределительных устройств без отключения от сети должен быть организован:

— на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 1 сутки; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования — не реже 1 раза в месяц;

— на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев.

Внешний осмотр токопроводов должен проводиться на АС ежедневно. При изменении окраски оболочки токопровод должен быть отключен.

При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ должны быть организованы дополнительные осмотры.

О замеченных неисправностях должны быть произведены записи. Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

Шкафы управления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 м и более, должны иметь стационарные площадки обслуживания.

16.4.16. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей пекращение подачи в них сжатого воздуха должно производиться только после снятия напряжения с выключателей с рзборкой схемы разъеденителями.

16.4.17. Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

Масляные выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

В масляных баковых выключателях, установленных в районах с низкими зимними температурами окружающего воздуха (ниже -25—30 С), должно применяться арктическое масло или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

16.4.18. В схемах питания электромагнитов управления приводов выключателей должна быть предусмотрена защита от длительного протекания тока.

16.4.19. Комплектные распределительные устройства 6 — 10 кВ должны иметь быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ.

16.4.20. Время между остановом и последующим запуском рабочих компрессоров (нерабочая пауза) должно быть не менее 60 мин для компрессоров с рабочим давлением 40—45 кгс/см2 (4,0—4,5 МПа) и не менее 90 мин для компрессоров с рабочим давлением 230 кгс/ см2 (23 МПа).

16.4.21. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно действующим нормативным документам.

16.4.22. Осушка сжатого воздуха для коммуникационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммуникационных аппаратов не менее двух — для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/ см2 (2 МПа) и не менее четырех — для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26—40 кгс/ см2 (2,6—4 МПа).

Допускается также и другие способы осушки сжатого воздуха, например адсорбционные.

16.4.23. Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40—45 кгс/см2 (4—4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 суток, а на объектах без постоянного дежурства персонала — по утвержденному графику.

Днища воздухосборников и предохранительный клапан должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха.

Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см2 (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом (за исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха).

Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха (БОВ) должна производиться не реже 3 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше -50 С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше -40 С – при отрицательной температуре.

16.4.24. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением” Госгортехнадзора России.

Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органах Госгортехнадзора России не подлежат.

Внутренний осмотр воздухосборников и баллонов компрессорного давления, а также резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен проводиться не реже 1 раза в 4 года, а гидравлические испытания их (кроме резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов) — не реже 1 раза в 8 лет.

Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей должны проводиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров.

Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозионное покрытие.

16.4.25. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммуникационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем приводе каждого аппарата воздухопроводе. После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводиться продувки:

— магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха — не реже 1 раза в 2 месяца;

— воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата — после каждого среднего и капитального ремонтов аппарата;

— резервуаров воздушных выключателей — после текущих и средних ремонтов, а также при нарушении режимов работы компрессорных станций.

16.4.26. У воздушных выключателей должна периодически проверяться бесперебойность вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

После спуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключателя перед включением его в сеть должна быть просушена продувкой воздуха черз систему вентиляции в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

16.4.27. Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУ должен производитьсяся с помощью специальных приборов на высоте 10—15 см от уровня пола.

Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в инструкциях заводов-изготовителей аппаратов.

16.4.28. Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным отнего сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

16.4.29. Капитальный ремонт оборудования РУ должен производиться:

— масляных выключателей — 1 раз в 6—8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

— выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей — 1 раз в 4—8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей);

— воздушных выключателей — 1 раз в 4—6 лет;

— отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов — 1 раз в 2—3 года;

— компрессоров — 1раз в 2—3 года;

— всех аппаратов и компрессоров — после исчерпания ресурса независимо от продолжительности эксплуатации.

Первый ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.

Ремонт разъединителей внутренней установки, при котором требуется снятие напряжения с шин или перевод присоединений с одной системы шин на другую, может проводиться по мере необходимости.

Периодичность ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации. Изменение периодичности ремонтов осуществляется — решением главного инженера АС.

16.4.30. Испытания электрооборудования РУ должны быть организованы в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования”.

 

16.5. Аккумуляторные батареи

16.5.1. При эксплуатации аккумуляторных батарей должны быть обеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.

16.5.2. При 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 батареи относительно земли. Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достижения ими 100 % номинальной емкости.

16.5.3. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда с точностью поддержания напряжения на конечных полюсах батареи 1 %.

На отдельных элементах допускается напряжение подзаряда для:

— СК Uп.з. = 2,2  0,05 В.

— СН Uп.з. = 2,18  0,04 В.

— Vв Uп.з. = 2,23 + 0,1 В - 0,05 В.

Допускается эксплуатация аккумуляторных батарей с точностью поддержания напряжения подзаряда  2 %, при этом срок службы батареи сокращается.

Дополнительные элементы батарей, постоянно не используемые в работе, должны иметь отдельное устройство подзаряда.

16.5.4. Аккумуляторы открытого исполнения должны обеспечивать кратковременный (не более 5 с) разряд током не более 1,25 С10А*, при этом напряжение полностью заряженных аккумуляторов не должно снижаться более, чем на 0,4 В от напряжения в момент, предшествующий разряду.

Аккумуляторы закрытого исполнения должны обеспечивать кратковременный (0,5 или 1 мин.) разряд. Сила тока разряда и конечное напряжение должны быть обеспечены в соответствии с техническим условием или техническим описанием (инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя) на аккумуляторы конкретного типа.

16.5.5. На АС 1 раз в 1—2 года должен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости).

Для систем важных для безопасности контрольный разряд осуществляется при выводе в плановый ремонт указанных систем.

Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и тоже. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током, значение которого не выше максимального для данной батареи.

____________

* С10 — номинальная емкость аккумулятора (Ач), измеренная при 10-часовом разряде при номинальном токе.

16.5.6. Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторной батареи на электростанциях должна быть включена перед началом заряда батареи и отключена после полного удаления газов, но не раньше чем через 1,5 ч после окончания заряда.

Порядок эксплуатации системы вентиляции в помещениях аккумуляторных батарей должен быть определен местной инструкцией с учетом конкретных условий.

16.5.7. После аварийного разряда батареи на электростанции последующий ее заряд до емкости, равной 90 % номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч.

16.5.8. При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда аккумуляторных батарей цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны через разделительный трансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствами сигнализации об отключении.

16.5.9. Все сборки и кольцевые магистрали постоянного тока должны быть обеспечены резервным питанием.

16.5.10. Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

Напряжение аккумуляторной

батареи, В  220  110  60  48  24

Сопротивление изоляции, кОм

не менее  100  50  30  25  15

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до уставки 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети 24 В.

В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного оперативного тока должно быть не ниже двухкратного значения уставки устройства контроля изоляции.

16.5.11. При срабатывании устройства сигнализации в случае снижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть немедленно приняты меры к устранении неисправностей. При этом производство работ без снятия напряжений в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, запрещается.

16.5.12. Анализ электролита кислотной аккумуляторной батареи должен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов. Количество контрольных элементов должно быть установлено главным инженером АС в зависимости от состояния батарей, но не менее 10 %. Контрольные элементы должны ежегодно меняться. При контрольном разряде пробы электролита должны отбираться в конце разряда.

Для доливки должна применяться дистиллированная вода в соответствии с требованиями завода-изготовителя.

Для уменьшения испарения баки аккумуляторных батарей типов С и СК должны накрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Использование масла для этой цели запрещается.

16.5.13. Температура в помещении аккумуляторной батареи должна поддерживаться на уровне 20  5 оС.

16.5.14. На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи: “Аккумуляторная”, “Огнеопасно”, “С огнем не входить”, “Курение запрещается” или вывешены соответствующие знаки безопасности согласно ГОСТ 12.4.026 о запрещении пользоваться открытым огнем и курить.

16.5.15. Осмотр аккумуляторных батарей должен производиться по графику, утвержденному главным инженером АС.

Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента должны выполняться не реже 1 раза в месяц.

16.5.16. Обслуживание аккумуляторных батарей на электростанциях должно быть возложено на аккумуляторщика или специально обученного электромонтера (с совмещением профессии). На каждой аккумуляторной батарее должен быть журнал для записи данных осмотров и объемов проведенных работ.

16.5.17. Персонал, обслуживающий аккумуляторную батарею, должен быть обеспечен:

— приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита;

— специальной одеждой и специальным инвентарем согласно типовой инструкции.

16.5.18. Ремонт открытой аккумуляторной батареи производится по мере необходимости.

16.5.19. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, введеными в действие в установленном на АС порядке.

 

16.6. Силовые кабельные линии

16.6.1. При эксплуатации силовых кабельных линий должны проводиться техническое обслуживание и ремонтные мероприятия, направленные на обеспечение их надежной работы.

16.6.2. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будет превышать допустимый государственными стандартами и техническими условиями. При этом нагрев кабелей должен проверяться на участках с наихудшими условиями охлаждения.

16.6.3. В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.

Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время должна быть выше температуры наружного воздуха не более чем на 10 °С.

16.6.4. На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ и 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, но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает длительно допустимой.

Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, кратность перегрузки должна быть снижены до 1,1.

Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 10 и 35 кВ запрещается.

Перегрузка кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должна регламентироваться нормативными документами.

16.6.5. Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть установлены пределы допустимых изменений давления масла. При отключениях от них кабельная линия должна быть отключена, и ее включение разрешается только после выявления и устранения причин нарушений.

16.6.6. Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше должны отбираться перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

16.6.7. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию:

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

— скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должен быть согласован с заводом — изготовителем кабелей и эксплуатирующей организацией;

— чертеж кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6—10 кВ;

— акты состояния кабелей на барабанах и в случаях необходимости протоколы разборки 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 кабелей со 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 электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом;

— протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;

— результаты измерения сопротивления изоляции;

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

— протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;

— акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации.

Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительно переданы энергопредприятию:

— исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110—220 кВ низкого давления);

— результаты испытаний масла во всех элементах линий;

— результаты пропиточных испытаний;

— результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

— 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 тоководящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы;

— результаты измерения емкости жил кабелей;

— результаты измерения активного сопротивления изоляции;

— результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику:

— кабельный журнал,

— скорректированный проект линий,

— акты,

— протоколы испытаний и измерений.

16.6.8. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию АС, должны быть выполнены под техническим надзором атомной станции.

16.6.9. Нагрузки кабельных линий должны измеряться периодически в сроки, установленные главным инженером АС.

На основании данных этих измерений должны уточняться режимы и схемы работы кабельных сетей.

Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин распределительных устройств электростанций и подстанций.

16.6.10. Осмотры кабельных линий должны проводиться 1 раз в следующие сроки, мес.:

Напряжения кабеля, кВ

До 35  110—500

Трассы кабелей, проложенных в земле  3  1

Трассы кабелей, проложенных под

усовершенствованным покрытием на

территории городов  12  -

Трассы кабелей, проложенных в

коллекторах, туннелях, шахтах и

по железнодорожным мостам  6  3

Подпитывающие пункты при наличии

сигнализации давления масла

(при отсутствии сигнализации —

по местным инструкциям)  -  1

Кабельные колодцы  24  3

Осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В должен производиться при каждом осмотре электрооборудования.

Осмотр подводных кабелей должен проводиться в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.

Периодически должны проводиться выборочные контрольные осмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом.

В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой проводятся внеочередные осмотры.

О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны устраняться в кратчайший срок.

16.6.11. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на электростанциях и подстанциях без постоянного оперативного обслуживания — в сроки, установленные главным инженером АС.

16.6.12. Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должны производиться в соответствии с требованиями норм и правил, действующих в атомной энергетике.

16.6.13. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых и т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования запрещается.

16.6.14. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионной защиты.

В этих районах на кабельной линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с “Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий” и “Нормами испытаний электрооборудования”.

При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению.

За установленными защитными устройствами должно быть установлено регулярное наблюдение.

16.6.15. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны проводиться с письменного разрешения энергопредприятия.

16.6.16. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии ближе 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей запрещается.

Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей.

Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала энергопредприятия контрольное вскрытие трассы.

Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.

16.6.17. Предприятия электросетей должны периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс.

16.6.18. Кабельные линии должны периодически подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования”.

Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяется руководством энергопредприятия, района, предприятия электросетей.

16.6.19. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей напряжением 20—35 кВ вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты.

На кабельных линиях напряжением 20—35 кВ с кабелями с нестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется.

16.6.20. При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращаться особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.

16.6.21. Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.

16.6.22. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.

 

16.7. Релейная защита и электроавтоматика

16.7.1. Силовое электооборудование АС, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, в том числе автоматического регулирования.

Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе противоаварийной автоматики, должны быть постоянно включены, кроме устройств, которые должны выводиться из работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности.

Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должны быть всегда готовы к действию.

16.7.2. В эксплуатации должна быть обеспечена нормальная работа аппаратуры релейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных и др.).

16.7.3. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявленные в процессе их эксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены.

О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении которой находится устройство, должна быть проинформирована.

16.7.4. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной стороне должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями; на установленной на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратуре с обеих сторон должны быть надписи или маркировка согласно схемам.

На устройствах, которыми управляет оперативный персонал (переключающие устройства, сигнальные реле и лампы, испытательные блоки и др.), должны быть соответствующие надписи.

На панели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены четкие разграничительные линии и должна быть обеспечена возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА.

16.7.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная защита или присоединение должно быть отключено.

16.7.6. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонтов или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в действие этих защитах; если их невозможно ввести в действие, необходимо ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную.

16.7.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей 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 1 МОм.

Сопротивление изоляции 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.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000—2500 В, а во втором случае — 500 В.

При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств.

16.7.8. При включении после монтажа и первом профилактическом испытании изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей 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 испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин.

Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин должна быть испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезными последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальным значением тока 1 А и т.п.).

В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки.

Испытание изоляции цепей напряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измерения по п. 16.7.7.

16.7.9. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям.

Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

16.7.10. В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:

— паспорта-протоколы;

— инструкции или методические указания по наладке и проверке;

— технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;

— принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные схемы.

Результаты технического обслуживания, дата проверки, конкретные данные об отклонениях от нормы должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).

16.7.11. Вывод из работы устройств РЗА должен быть оформлен в соответствии с п.17.4.2; 17.4.5; 17.4.6 и 17.4.10.

При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 16.7.5 без разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии с местной инструкцией) и последующим оформлением заявки в соответствии с п. 17.4.6.

16.7.12. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов АС (ЭЛТ), эксплуатирующим эти устройства или по их указанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

16.7.13. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).

16.7.14. При работе на панелях и в цепях управления, релейной защиты и электроавтоматики должны быть приняты меры предосторожности против ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться только изолированным инструментом.

Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая или специальная программы) запрещается.

По окончании работ должны быть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как правило, путем опробования в действии.

16.7.15. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также иные непредусмотренные воздействия, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

16.7.16. Контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков; контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях управления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов; опробование выключателей и прочих аппаратов; обмен сигналами высокочастотных защит; измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва и фиксирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов и т.п. должен осуществлять оперативный персонал.

Периодичность контроля, порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями.

16.7.17. Персонал служб РЗА и электротехнических лабораторий АС должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования.

Периодичность осмотров должна быть установлена руководством предприятия.

Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА, оперативный персонал должен нести ответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции.

16.7.18. Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и инструкциях.

После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны быть проведены дополнительные (послеаварийные ) проверки.

16.7.19. Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

16.7.20. При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений.

16.7.21. При применении контрольных кабелей с изоляцией, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевых разделок должно быть дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.

16.7.22. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичны цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

16.7.23. Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определения мест повреждения на линиях электропередачи, должны быть всегда готовы к действию. Ввод и вывод на работы указанных устройств должны осуществляться по заявке.

16.7.24. В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и тока.

16.7.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок испытательных блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов.

Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в оперативный журнал.

16.7.26. На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях переключающие устройства в цепях РЗА и противоаварийной автоматики должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково.

 

16.8. Заземляющие устройства

16.8.1. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.

Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

16.8.2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кроме документации, указанной в п. 11.2.18, должны быть представлены протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

16.8.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлению или заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника.

Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.

16.8.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи — сваркой или болтовым соединением.

16.8.5. Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии.

Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

16.8.6. Для определения технического состояния заземляющего устройства периодически проводятся:

— внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

— осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (отсутствие обрывов и неудовлетворительных контактов в проводке, соединяющей аппарат с заземляющим устройством);

— измерение сопротивления заземляющего устройства;

— проверка цепи фаза-нуль;

— проверка надежности соединений естественных заземлителей;

— выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего стройства, находящегося в земле (не реже 1 раза в 12 лет);

— в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль;

— измерение напряжения прикосновения у заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжение прикосновения.

16.8.7. Внешний осмотр заземляющего устройства проводится вместе с осмотром электрооборудования РУ, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, а также цеховых и других электроустановок.

Об осмотрах, обнаруженных неисправностях и принятых мерах должны быть сделаны соответствующие записи в журнале осмотра заземляющих устройств или в оперативном журнале.

Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться:

— после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

— при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушения изоляторов электрической дугой;

— на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже — не реже 1 раза в 12 лет.

В сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов — не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2 % железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами — не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта.

16.8.8. Измерение напряжений прикосновения по п. 16.8.6 должны проводиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерения должны выполняться при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ.

16.8.9. Выборочная проверка на ВЛ со вскрытием грунта по п. 16.8.6 должна проводиться на 2 % опор с заземлителями. Для заземляющих устройств и заземлителей опор ВЛ, подверженных интенсивной коррозии, должна быть установлена более частая периодичность выборочных вскрытий грунта по решению главного инженера энергопредприятия.

16.8.10. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен иметься паспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, данные о результатах проверки состояния заземляющего устройства, характере ремонтов и изменениях, внесенных в данное устройство.

 

16.9. Защита от перенапряжений

16.9.1. На АС должны быть схемы защиты от перенапряжений каждого распределительного устройства.

На каждое ОРУ должны быть составлены очертания защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий, в зонах которых попадают токоведущие части.

16.9.2. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям запрещается.

На указанных линиях должны применяться кабели с металлическими оболочками или провода в металлических трубах в земле.

16.9.3. Ежегодно перед грозовым сезоном должна проводиться проверка состояния защиты от перенапряжений распределительных устройств и линий электропередачи и обеспечиваться готовность защиты от грозовых и внутренних перенапряжений.

16.9.4. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены.

В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивным загрязнением.

16.9.5. Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений должны проводиться в соответствии с действующими “Нормами испытания электрооборудования”.

16.9.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при обходах линий электропередачи. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в обходных листах. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна проводиться 1 раз в 3 года.

Верховой осмотр без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться по местным инструкциям.

Ремонт трубчатых разрядников должен проводиться по мере необходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров.

16.9.7. В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю. К отысканию места повреждения персонал должен приступать немедленно и устранять повреждение в кратчайший срок.

В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии с п. 16.1.22.

16.9.8. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими аппаратами должна применяться при емкостных токах, превышающих следующие значения:

Номинальное напряжение

сети, кВ  6  10  15—20  35 и выше

Емкостной ток замыкания

на землю, А  30   20  15  10

В сетях 6—35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящие аппараты при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применяться заземляющие дугогасящие аппараты с ручным или автоматическим регулированием.

Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали должны проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих аппаратов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

16.9.9. Мощность дугогасящих аппаратов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие аппараты должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящих аппаратов на тупиковых подстанциях запрещается.

Дугогасящие аппараты должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов через разделители.

Для подключения дугогасящих аппаратов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток звездатреугольник.

Подключение дугогасящих аппаратов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, запрещается.

Ввод дугогасящего аппарата, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим контуром через трансформатор тока.

16.9.10. Дугогасящие аппараты должны иметь резонансную настройку.

Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки — не более 5 %. Если установленные в сетях 6—20 кВ дугогасящие аппараты имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10 %.

Разрешается применение настройки с недокомпенсацией в кабельных и воздушных сетях при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при обрыве проводов или перегорании плавких предохранителей) не приводят к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения.

16.9.11. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75 % фазного напряжения. При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 ч.

Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должны быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.

Пофазное включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, запрещаются.

16.9.12. При применении дугогасящих аппаратов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки должны выбираться на основании результатов измерений тока замыкания на землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения нейтрали.

16.9.13. На подстанциях 110—220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220. Нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена перед отделением от сети ненагруженной системы шин с трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220.

Распределительные устройства 150—500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях системы шин. При необходимости должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях 6—35 кВ в случае необходимости должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

16.9.14. Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду или в треугольник и защищены от перенапряжений.

Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м.

Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками, присоединенными к вводу каждой фазы.

16.9.15. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110—220 кВ трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики должны быть осуществлены таким образом, чтоб при различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.

Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений.

16.9.16. В сетях 110—750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании должно быть не выше значений, указанных в табл. 2.5. Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих других частоты.

В числителях таблицы указаны значения для изоляции фаза—земля в долях амплитуды наибольшего рабочего фазового напряжения, в знаменателях — для изоляции фаза—фаза в долях амплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения.

Значения для изоляции фаза—фаза относятся только к трехфазным силовым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитным трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на одной раме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ.

При длительности t повышения напряжения, промежуточной между двумя значениями, приведенными в табл. 2.5, допустимое повышение напряжения равно указанному для большего из этих двух значений длительности. При 0,1 t  0,5 с допускается повышение напряжения, равное

U(1c) + 0,3 х [U(0,1c) - U(1c)],

где U(1c) и U(0,1c) допустимые повышения напряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 с.

При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является значение, наинизшее из нормированных для этих видов оборудования.

Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно быть не более 50 в течение 1 года. Количество повышений напряжения продолжительностью 20 с должно быть не более 100 за срок службы электрооборудования, указанной в государственном стандарте, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 в течение 1 года и не более 2 в течение 1 суток.

 

Таблица 2.5

 

Допустимое повышение напряжения промышленной частоты оборудования

в электросетях 110750 кВ

 

Оборудование  Номинальное напряжение кВ,  Допустимое повышение напряжение при длительности воздействия, с  

    1200  20  1  0,1  

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы*  110—500   1,10 1,10  1,25 1,25  1,90 1,50  2,00 1,58  

Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения   110—330 500   1,15 1,15 1,15 1,15  1,35 1,35 1,35 1,35  2,00 1,50 2,00 1,50  2,10 1,58 2,08 1,58  

Коммутационные аппараты**, емкостные трансформаторы напряжения, трансфор-маторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры  110—500   1,15 1,15  1,60 1,60  2,20 1,70  2,40 1,80  

Вентильные разрядники всех типов  110—220  1,15  1,35  1,38    

Вентильные разрядники типа РВМГ  330—500  1,15  1,35  1,38    

Вентильные разрядники типа РВМК  330—500  1,15  1,35  1,45    

Вентильные разрядники типа РВМК-II  330—500  1,15  1,35  1,70    

____________

* Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1,15, при 20 с — до 1,3.

** Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ — до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110—220 кВ и до 3,0 — для оборудования 330—750 кВ, по условию отключения незагруженной линии — до 2,8 для оборудования 330—750 кВ.

 

Оборудование  Номинальное напряжение кВ,  Допустимое повышение напряжение при длительности воздействия, с  

    1200  20  1  0,1  

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы*  750  1,10  1,25  1,67  1,76  

Шунтирующие реакторы, коммуникационные аппараты**, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры  750  1,10  1,30  1,88  1,98  

Вентильные разрядники  750  1,15  1,35  1,40  -  

____________

* Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1,15, при 20 с — до 1,3.

** Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ — до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110—220 кВ и до 3,0 — для оборудования 330—750 кВ, по условию отключения незагруженной линии — до 2,8 для оборудования 330—750 кВ.

 

Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 ч. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место 2 раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается только лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч.

Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано. Не регламентировано также количество повышений напряжения для вентильных разрядников.

Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи 330—750 кВ и линий 110—220 кВ большой длины. Для линий 330—750 кВ и тех линий 110—220 кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.

В схемах, в том числе пусковых, в которых при плановых включениях линии возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значение и продолжительность повышения напряжения.

 

16.10. Средства электрических измерений

16.10.1. Надзор за состоянием средств электрических измерений осуществляют метрологические службы или подразделения, выполняющие функции метрологической службы на АС. Техническое обслуживание и ремонт средств электрических измерений возлагается на ремонтные подразделения АС по закрепленным видам измерений.

16.10.2. Метрологическое обеспечение средств электрических измерений должно соответствовать главе 11.9. настоящих “Основных правил обеспечения эксплуатации АС”.

Запрещается эксплуатировать средства измерений, не прошедшие поверки и калибровки в соответствии с требованиями НД Государственной метрологической службы РФ.

16.10.3. Все средства электрических измерений должны устанавливаться и эксплуатироваться в условиях, отвечающих требованиям стандартов, ТУ и заводских инструкций на эти средства измерений.

16.10.4. Средства электрических измерений на трансформаторах связи и линиях напряжением 330 кВ и выше, отходящих от электростанций и подстанций с дежурством персонала, должны быть отдельными для каждого присоединения; объединение этих измерений на общий прибор для вызывного контроля не разрешается. Для остальных измерений (в том числе дублирующих основные) допускается применение вызывных систем или других средств централизованного контроля.

16.10.5. На стационарных средствах электрических измерений, по которым контролируется режим работы оборудования и линий электропередачи, должна наноситься отметка, соответствующая номинальному значению измеряемой величины.

16.10.6. Каждый электрический счетчик должен иметь надпись, указывающую присоединение, на котором производится учет электроэнергии.

16.10.7. Расход электроэнергии на собственные нужды АС должен учитываться на рабочих и резервных питающих элементах собственных нужд по расчетным счетчикам.

16.10.8. Наблюдение за нормальной работой средств электрических измерений, в том числе за работой регистрирующих приборов (смена бумаги, доливка чернил, сверка времени) и приборов с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, на АС ведет дежурный или оперативно-ремонтный персонал.

16.10.9. Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены средства электрических измерений (электроизмерительные приборы, счетчики, преобразователи и т.п.), несет ответственность за их сохранность.

 

16.11. Освещение

16.11.1. Рабочее и аварийное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно ведомственных нормам и “Санитарным нормам проектирования промышленных предприятий”.

Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения отличительными знаками или окраской. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать “Правилам маркировки и светоограждения высотных препятствий”.

16.11.2. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк; 1—2 лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и включены круглосуточно.

16.11.3. Аварийное и рабочее освещение в нормальном режиме должно питаться от общего источника. При отключении общего источника питания на электростанциях и подстанциях с постоянным дежурством персонала и на диспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Присоединение к сети аварийного освещения переносных трансформаторов и других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, запрещается.

Питание сети освещения по схемам, отличным от проектных, запрещается.

Сеть аварийного освещения должна быть без штепсельных розеток.

16.11.4. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током — не выше 12 В.

Вилки 12—42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения.

16.11.5. Установка ламп мощностью больше допустимой для данного типа светильников запрещается. Снятие рассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток запрещается.

16.11.6. Сеть освещения АС должна получать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5 % номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12—42 В — не более 10 %.

16.11.7. В коридорах распределительных устройств, имеющих два выхода, и в проходных туннелях освещение должно быть выполнено с двусторонним управлением.

16.11.8. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях — с указанием значения тока плавкой вставки.

16.11.9. У дежурного персонала должны быть схемы сети освещения и запас плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персонал даже при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переносными электрическими фонарями.

16.11.10. Очистку светильников должен выполнять по графику специально обученный персонал. Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных условий.

Смену ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях должен проводить персонал электроцеха или специально обученный персонал других цехов. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер безопасности.

16.11.11. Осмотр и проверка осветительной сети должны проводиться в следующие сроки:

— проверка действия автомата аварийного освещения — не реже 1 раза в месяц в дневное время;

— проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения — 2 раза в год;

— измерение освещенности рабочих мест — при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

— испытание изоляции стационарных трансформаторов 12—42 В — 1 раз в год, светильников 12—42 В — 2 раза в год.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

16.11.12. Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции должны проводиться при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем — по графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия.

 

16.12. Система аварийного электроснабжения

16.12.1. Система аварийного электроснабжения (САЭ) энергоблока АС должна обеспечивать электроснабжение потребителей систем безопасности АС во всех режимах работы АС, в том числе при потере рабочих и резервных источников питания от энергосистемы, имея в своем составе автономные источники электропитания, распределительные и коммутационные устройства.

16.12.2. САЭ АС должна должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями:

— Общих положений по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций.

— Руководства по техническому обслуживанию резервных дизельных электрических станций АС.

— “Типовых инструкций по испытаниям и опробованиям дизель-генераторов...”, а также других нормативных документов, действующих в атомной энергетике.

16.12.3. САЭ АС должна быть принята в эксплуатацию до физического пуска энергоблока.

16.12.4. Приемка в эксплуатацию САЭ АС осуществляется после успешного проведения комплексных испытаний, включающих проверку подсистем (элементов) САЭ: агрегатов бесперебойного питания, аккумуляторных батарей, дизель-генераторов, автоматики и ступенчатого пуска механизмов при обесточении собственных нужд АС, обратимых двигателей-генераторов.

16.12.5. САЭ АС должна находиться в режиме постоянной готовности к обеспечению электроснабжения систем безопасности, который включает в себя:

— проведение регулярных осмотров оперативным персоналом находящегося в работе оборудования и контроль за его состоянием по проектным средствам измерений и диагностики;

— периодические освидетельствования и проведение периодических испытаний оборудования САЭ на соответствие проектным показателям в режимах, максимально имитирующих аварийные или близкие к ним, если условия безопасности ограничивают возможность прямых и полных проверок.

16.12.6. Состояние САЭ во всех эксплуатационных и аварийных режимах энергоблока, на всех местах управления и контроля должно контролироваться и отображаться в полном объеме в соответствии с проектом.

16.12.7. Дизель-генераторы резервной дизель-электростанции (РДЭС) в режиме “ожидание” должны находиться в постоянной готовности к автоматическому и дистанционному запуску с БЩУ, по месту и автоматическому принятию нагрузки.

16.12.8. Аккумуляторные батареи САЭ должны быть полностью заряжены, готовы к работе и находиться в режиме подзаряда от выпрямительных устройств. Эксплуатация аккумуляторных батарей должна осуществляться в соответствии с требованиями п. 16.5. ОПЭ АС.

16.12.9. Подключение непроектных потребителей к секциям и сборкам САЭ независимо от режима работы энергоблока и состояния САЭ, даже временно, запрещается.

16.12.10. Опробования и испытания подсистем САЭ должны производиться по графику, утвержденному главным инженером АС. Объем и периодичность опробований и испытаний должны соответствовать требованиям заводской документации, регламента по эксплуатации аварийного электроснабжения энергоблока АС и других нормативных документов.

При проведении опробований и испытаний САЭ должны выполняться эксплуатационные условия, которые не позволяют привести к нарушению пределов безопасной эксплуатации АС.

16.12.11. Опробования и испытания подсистем САЭ проводятся по рабочим программам, разработанными на АС и согласованными местной инспекцией Госатомнадзора России. В программах проверки подсистем САЭ должны четко указываться критерии приемки и действия, которые должны быть предприняты в случае несоблюдения указанных критериев и при отступлении от проекта.

16.12.12. Ежегодно в период останова энергоблока на плановый ремонт или перегрузку топлива САЭ должна подвергаться комплексным испытаниям с запуском механизмов по обесточению собственных нужд и от аварийного технологического сигнала (МПА).

16.12.13. Техническими и организационными мерами должен быть исключен несанкционированный доступ в помещения и сооружения, в которых размещены подсистемы (оборудование) САЭ.

16.12.14. Положение ключей управления автоматики и блокировок, питающих элементов САЭ должны соответствовать нормальному эксплуатационному режиму. Должны быть приняты меры по недопущению несанкционированного изменения положения ключей.

16.12.15. При работе реакторной установки на мощности допускается вывод из работы одного канала САЭ с обязательным выполнением требований технологического регламента по эксплуатации энергоблока АС и на время, определенное технологическим регламентом, при этом должна быть подтверждена работоспособность других каналов систем безопасности.

16.12.16. На каждой АС должна быть разработана техническая документация по эксплуатации САЭ на основании требований проектной документации, технологического регламента по эксплуатации энергоблока АС, правил и норм в атомной энергетике и других нормативных документов.

16.12.17. Для анализа состояния оборудования САЭ на АС должны фиксироваться:

— случаи возникновения аварийных ситуаций, связанных с повреждением, выходом из строя и нарушениями в работе САЭ;

— случаи отказов при эксплуатации оборудования САЭ, сопровождающиеся нарушением требований технологического регламента, инструкций по эксплуатации, условий безопасной эксплуатации АС;

— ресурс оборудования САЭ.

Сведения и результаты анализов должны обобщаться эксплуатирующей организацией.

 

16.13. Электролизные установки

16.13.1. Устройство и эксплуатация электролизных установок должны соответствовать требованиям Госгортехнадзора России.

16.13.2. При 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 в установках осушки;

— чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены на основе инструкции завода-изготовителя и проведенных испытаний и строго соблюдаться при эксплуатации.

16.13.3. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

— разности давлений в регуляторах давления водорода более 200 кгс/м2 (2 КПа);

— 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 центральным отводом газов);

— исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 °С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

16.13.4. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале (картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.

При осмотре установки оперативный персонал должен проверять:

— соответствие показателей дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах 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.

16.13.5. Для проверки правильности автоматических газоанализаторов 1 раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде.

При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч.

16.13.6. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 мес, а предохранительные клапаны на ресиверах — не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистым воздухом.

16.13.7. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверы, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотные обратные клапаны.

16.13.8. Для электролиза должна применяться вода с содержанием железа не более 30 мкг/кг, хлоридов не более 20 мкг/кг и карбонатов не более 70 мкг-экв/кг.

Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек в полиэтиленовых вкладышах или мешках.

16.13.9. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99 %, а кислорода — не ниже 98 %.

Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения разрешается только после достижения указанной чистоты водорода и кислорода.

16.13.10. Температура электролита в электролизаторе должна быть не выше 80 °С, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек элетролизера не выше 20 °С.

16.13.11. При использовании кислорода для нужд АС его давление в ресиверах должно автоматически поддерживаться ниже давления водорода в них.

16.13.12. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5 %. Продувка считается законченной, если содержимое азота в выдуваемом воздухе достигает 97 %.

Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом запрещается.

16.13.13. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся поддавлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/ см2 (50 КПа).

16.13.14. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85 %, а при вытеснении водорода — 95 %.

Вытеснение воздуха или водорода азотом должно проводится, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97 %.

При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они должны предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20 %.

Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99 %.

16.13.15. В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться:

— плотность электролита — не реже 1 раза в месяц;

— напряжение на ячейках электролизеров — не реже 1 раза в 6 месяцев;

— действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов — не реже 1 раза в 3 месяца

16.13.16. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберо-осушителей должно выполняться по графику.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше -5 °С.

Для оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.

16.13.17. При отключении электролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена.

При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давление газов в аппаратах должно быть снижено до 0,1—0,2 кгс/ см2 (10—20 КПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

16.13.18. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении второго в резерве клапаны выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должны быть открыты.

16.13.19. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в 6 месяцев

Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а также разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, должен осуществляться 1 раз в 3 года.

Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах должен проводиться 1 раз в 6 лет.

При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока работы электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению главного инженера АС.

16.13.20. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с ГОСТ 14202 “Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки”; окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов — светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.

 

16.14. Энергетические масла

16.14.1. При эксплуатации энергетических масел должны быть обеспечены:

— надежная работа масляных систем агрегатов и электрического маслонаполненного оборудования;

— сохранение эксплуатационных свойств масел;

— сбор отработанного масла, регенерация и повторное его использование.

16.14.2. Контроль качества изоляционного масла должен быть организован в соответствии с “Нормами испытания электрооборудования”.

16.14.3. Электрооборудование после капитального ремонта должно быть залито изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло.

В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного масла с кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение на 10 кВ выше эксплуатационной нормы и tg  при 90 °С не более 6 %. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей, угля и воды до норм на свежее сухое масло.

16.14.4. Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющих одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для оборудования различных классов напряжения, должна заливаться только в оборудование низшего класса напряжения.

16.14.5. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВА должны заменяться при кислотном числе масла более 0,1 мг КОН на 1 г или при содержании водорастворимых кислот более 0,014 мг КОН на 1 г. Замена сорбента в трансформаторах мощностью до 630 кВА включительно должна производиться при неудовлетворительных характеристиках твердой изоляции.

Содержание влаги в сорбенте перед загрузкой в фильтры должно быть не более 5 %.

16.14.6. На поступающее свежее трансформаторное масло должен быть паспорт (сертификат качества).

Трансформаторное масло должно подвергаться следующим лабораторным испытаниям:

— до слива из железнодорожных цистерн — сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше, должно быть дополнительно проверено на стабильность и tg  Испытание на стабильность и tg  пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла;

— слитое в баки масляного хозяйства — сокращенному анализу;

— находящееся в резерве — сокращенному анализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год).

В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки (или количественное определение водорастворимых кислот и щелочей), визуальное определение механических примесей и нерастворенной воды.

16.14.7. Баки для сухого масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами.

16.14.8. На АС должен постоянно быть запас трансформаторного масла в количестве равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1 % всего масла, залитого в оборудование. На АС, имеющих только воздушные или маслообъемные масляные выключатели, — не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

16.14.9. На поступающие на АС свежие турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть паспорта.

До слива из цистерн масло должно быть подвергнуто лабораторному испытанию:

— нефтяное — на кислотное число, температуру вспышки, вязкость в целях определения соответствия масла государственному стандарту или техническим условиям; визуально должно определяться наличие механических примесей и воды;

— огнестойкое — на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет на соответствие государственному стандарту или техническим условиям; содержание механических примесей должно определяться экспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло, слитое в резервуар из цистерны, должно быть проверено на время деэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случае несоответствия качества масла по этим показателям требованиям государственного стандарта должен быть выполнен анализ пробы, отобранной из цистерны.

Слитое из цистерн масло должно быть приведено в состояние, пригодное для заливки в оборудование.

16.14.10. Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим нормам:

— кислотное число — не более 0,3 мг КОН на 1 г;

— вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяется визуально);

— растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г и выше);

— термоокислительная стабильность — по ГОСТ 981 для масел Тп-22, Тп-22С и их смесей (кислотное число — не более 0,8 мг КОН на 1 г; массовая доля осадка — не более 0,15 %).

Условия проведения окисления масла: температура испытания 120+0,5 °С, время — 14 ч; скорость подачи кислорода — 200 см3/мин.

Стабильность качества масла определяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется;

— огнестойкое (синтетическое):

— кислотное число — не более 1 мг КОН на 1 г;

— содержание водорастворимых кислот — не более 0,4 мг КОН на 1 г;

— массовая доля механических примесей — не более 0,01 %;

— изменение вязкости — не более 10 % исходного значения для товарного масла;

— содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) — изменение оптической плотности не менее 25 % (определяется при числе масла 0,7 мг КОН на 1 г и выше).

16.14.11. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной экслуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправлены на завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатация огнестойких турбинных масел должна осуществляться по специальной инструкции.

16.14.12. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу. В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла — определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом.

Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки.

16.14.13. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

— масла Тп-22 (ГОСТ 9972) и Тп-22С (ТУ 38.101.821) — не позднее чем через 1 месяц после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 3 месяца при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г включительно и не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г;

Огнестойкого масла — не позднее чем через 1 неделю после начала эксплуатации, далее не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г и не реже 1 раза в 3 недели при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло — не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

16.14.14. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.

16.14.15. На АС должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата, но не более 15 % вместимости масляной системы агрегата.

16.14.16. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки должны быть подвергнуты визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должно быть дополнительно испытано на вязкость для контроля соответствия этого показателя государственному стандарту или техническим условиям.

16.14.17. Для вспомогательного оборудования и механизмов на АС должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.

На каждой АС должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

16.14.18. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел АС и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, должен осуществлять химический цех (химическая лаборатория или соответствующее подразделение). Масляное хозяйство АС должно находиться в подчинении электроцеха АС (или соответствующего подразделения); масляное хозяйство огнестойкого масла — в подчинении турбинного цеха.

16.14.19. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, должен быть журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название завода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве долитого масла.

16.14.20. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

16.14.21. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов — с применением цистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные трубопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла.

Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом.

 

 

 

 

17. ОПЕРАТИВНОДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВОМ И ПОТРЕБЛЕНИЕМ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.

 

17.1. Задачи и организация управления

17.1.1. В каждом энергообъединени и организовано круглосуточное диспетчерское управление работой электростанций, электрических и тепловых сетей, задачами которых являются:

— разработка 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 использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

— предотвращение и ликвидация аварий и других технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

17.1.2. На каждой АС должно быть организовано круглосуточное управление оборудованием, задачами которого являются:

— ведение требуемого режима работы;

— производство переключений, пусков и остановов;

— предотвращение аварий и снижение их последствий;

— подготовка к производству ремонтных работ.

17.1.3. Диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей разделение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

17.1.4. Функции диспетчерского управления должны выполнять:

— в единой энергосистеме — центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);

— в объединенной энергосистеме — объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

— в энергосистеме — центральная диспетчерская служба энергообъединения (ЦДС);

— в сетевом предприятии — диспетчерская служба этого предприятия (ПДС), оперативно-диспетчерские группы районов электрических сетей (ОДГ);

— на атомных станциях — начальник смены АС (диспетчер АС).

17.1.5. Для каждого диспетчерского уровня установлены две категории управления оборудованием и сооружениями оперативное управление и оперативное ведение.

17.1.6. В оперативном управлении дежурного диспетчера должны на ходиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противопожарной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативного персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководством дежурного диспетчера.

17.1.7. В оперативном ведении дежурного диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройством должны производиться с разрешения дежурного диспетчера.

17.1.8. Для каждой АС устанавливается перечень оборудования, устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, АРЧМ, средств диспетчерского и технологического управления, которые находятся в оперативном управлении или ведении диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, утверждаемый главным диспетчером ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

Перечни оборудования и устройств составляются энергосистемой с учетом решений ОДУ (ЦДУ ЕЭС России) и утверждаются главными инженерами энергосистем и атомной станции.

Оперативные переключения, осуществляемые на оборудовании электрической части АС, находящемся в оперативном управлении или ведении дежурного диспетчера энергосистемы ОДУ или ЦДУ ЕЭС России должны производиться по оперативным заявкам АС, с разрешения дежурного диспетчера энергосистемы, ОДУ или ЦДУ ЕЭС России.

17.1.9. Оперативный персонал АС в части обеспечения надежности параллельной работы АС в составе энергосистемы по существующим линиям электропередач, отходящих от АС, обязан руководствоваться директивными документами, инструкциями и положениями, выпущенными Минтопэнерго, РАО “ЕЭС России”, ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго.

В эксплуатируюшей организации АС РФ должен быть организован круглосуточный оперативный контроль за работой АС в части:

— обеспечения выполнения объема производства электроэнергии и тепловой энергии атомными станциями;

— состояния основного оборудования энергоблоков;

— выпонения графиков ремонтных работ;

— организации системы оказания экстренной помощи АС в случае аварии, связанной с выбросом радиоактивности.

17.1.10. Взаимоотношения персонала различных уровней диспетчерского управления должны быть регламентированы типовыми положениями и местными инструкциями, согласованными и утвержденными в установленном порядке.

Начальник смены атомной электростанции в оперативном отношении подчиняется диспетчеру ЦДС энергосистемы, в составе которой работает данная АС. Взаимоотношения между АС и энергосистемой устанавливаются соответствующим положением.

17.1.11. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

17.1.12. Все оперативно-диспетчерские переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления должны вестись с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

В каждой энергосистеме разрабатываются инструкции по диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

17.1.13. Взаимоотношения персонала различных уровней диспетчерского управления должны быть регламентированы типовыми положениями и местными инструкциями, согласованными и утвержденными в установленном порядке.

 

17.2. Планирование режима работы

17.2.1. При планировании режима обеспечивается:

— сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, теплоисточников, энергосистем, ОЭС, ЕЭС России с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических связей;

— эффективность принципов управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

— надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии и тепла;

— выполнение годовых графиков ремонтов основного оборудования энергопредприятий.

17.2.2. Планирование режима осуществляется на основе:

— данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭС России за предыдущие дни и периоды;

— прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС, ЕЭС России на планируемый период;

— результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем ОЭС и ЕЭС России, которые должны проводиться 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;

— данных о вводе новых генерирующих мощностей, теплоисточников и сетевых объектов;

— данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

— данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

— данных гидравлического расчета тепловых сетей.

17.2.3. Долгосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и энергопредприятия осуществляется для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летнее время, период паводка, отопительный период и т.п.).

Долгосрочное планирование предусматривает:

— составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;

— составление сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточников и присоединений тепловой нагрузки;

— определение и выдачу максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии и тепла, располагаемой мощности электростанций и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

— составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

— разработку схем соединений электростанций, электрических и тепловых сетей для нормального и ремонтного режимов;

— расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов энергосистемы и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

— расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;

— расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

— расчеты технико-экономических характеристик электростанций, теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимального ведения режима;

— уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

— определение потребности в новых устройствах автоматики.

17.2.4. Краткосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций, котельных, тепловых и электрических сетей производится с упреждением от суток до недели.

Краткосрочное планирование предусматривает:

— прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС России, ОЭС и энергосистемы;

— прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и котельных, а также расхода теплоносителя в тепловых сетях;

— оптимальное распределение нагрузки между ОЭС, энергосистемами, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков и суточных графиков межсистемных перетоков и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС, энергосистемы, электростанции;

— решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по безопасному и надежному ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

17.2.5. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощностей ЕЭС России, ОЭС, энергосистем и электростанций, а также графики межсистемных перетоков выдаются соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДУ.

Атомные станции, имеющие теплофикационные установки и теплосети, составляют графики тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха, которые утверждаются главным инженером АС.

17.2.6. В установленные сроки составляются и выдаются согласованные суточные графики нагрузок АС с учетом состава работающего основного оборудования, состояния электрических сетей и режима работы энергосистемы.

В случае несогласия с заданным графиком нагрузки атомная электростанция передает АО-энерго и в эксплуатирующую организацию мотивированные возражения. АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, рассмотрев эти возражения АС, после согласования с эксплуатирующей организацией в оперативном порядке сообщает через АО-энерго окончательный график нагрузки АС, который является обязательным для выполнения.

17.2.7. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений АС на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласованы с ОДУ или ЦДУ ЕЭС России и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с ЦДУ ЕЭС России, ОДУ с утверждением изменений в установленном порядке.

17.2.8. Режим работы АС должен удовлетворять требованиям безопасной их эксплуатации.

Для каждой АС разрабатываются годовые и квартальные (с разбивкой по месяцам) графики капитальных, средних и текущих ремонтов, суточные графики активной нагрузки, графики напряжения на сборных шинах АС, выполняются расчеты токов короткого замыкания и устойчивости параллельной работы АС с энергосистемой с определением настройки релейной защиты и противоаварийной автоматики; разрабатываются инструкции по ведению режима АС, оперативным переключениям, использованию и эксплуатации устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, предотвращению и ликвидации аварий.

17.2.9. Годовые и месячные графики капитальных и текущих ремонтов сетевого оборудования, устройств релейной защиты, систем противоаварийной автоматики, средств связи и телемеханики, находящихся в оперативном ведении диспетчера энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭС России) и влияющих на выдачу мощности и надежность работы станции, разрабатываются АС и представляются в АО-энерго в установленные сроки. Рассмотренные АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (по оперативной подведомственности оборудования) графики ремонтов указанного оборудования после взаимного согласования с АС и последующего утверждения через АО-энерго передаются атомной электростанции. Сроки указанных ремонтов по возможности должны совмещаться с планируемыми остановами соответствующих энергоблоков.

17.2.10. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС России, ОДУ ежегодно разрабатываются и утверждаются графики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недостатке электроэнергии и мощности.

17.3. Управление режимом работы

17.3.1. АС обязана в нормальных условиях выполнять заданный диспетчерский график активной нагрузки. В случае отклонения от диспетчерского графика нагрузки начальник смены станции должен немедленно сообщить диспетчеру энергосистемы об отклонениях и вызвавших его причинах, а также принять все необходимые меры для вхождения в заданный график.

При необходимости оперативного изменения нагрузки АС (разгрузки, загрузки или отключения блока АС) начальник смены АС должен предварительно сообщить об этом диспетчеру энергосистемы.

Диспетчер энергосистемы ОДУ, ЦДУ ЕЭС России через начальника смены АС имеет право изменить график нагрузки АС в аварийных режимах энергосистемы (ОЭС, ЕЭС России), при недопустимых для работы АС отклонениях частоты, а также при аварийных отключениях или перегрузке отдельной линии электропередачи или оборудования подстанции, неисправности устройств РЗА и ПА, влияющих на надежность работы или выдачу мощности АС, в соответствии с “Типовым положением о технических, производственных и оперативно-диспетчерских отношениях АС и концерна “Росэнергоатом” с энергосистемами, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, РАО “ЕЭС России” и Положением о взаимоотношениях АС с соответствующим АО-энерго.

Повышение или снижение нагрузки энергоблоков АС производится в соответствии с технологическими регламентами эксплуатации энергоблоков АС.

При необходимости ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме, связанной со снижением запасов устойчивости, превышением допустимых пределов загрузки линий и оборудования, а также уровней частоты и напряжения, диспетчер энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭС России) через диспетчера энергосистемы имеет право дать команду на аварийную разгрузку (или загрузку) АС по активной мощности, а начальник смены АС должен ее выполнить с соблюдением требований технологического регламента по эксплуатации энергоблоков АС.

17.3.2. Регулирование частоты и мощности в ЕЭС России или в отдельно работающих ОЭС (энергосистемах) должно осуществляться электростанциями, подключенными к системе автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ).

17.3.3. При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование должно осуществляться энергосистемами или электростанциями по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС России (для раздельно работающих ОЭС или энергосистем — по распоряжению диспетчера ОДУ или энергосистемы).

Энергоблоки АС эксплуатируются в базовом (80-100 % номинальной мощности) режиме.

Атомные электростанции к оперативному регулированию частоты в ЕЭС не привлекаются, т.е. не применяется многократное изменение нагрузки АС в течение суток при отклонениях частоты в энергосистеме.

17.3.4. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС России или изолированно работающей ОЭС (энергосистемы) вводит в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся мощности использованы, диспетчер обеспечивает восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

17.3.5. При значениях перетоков мощности по межсистемным связям выше аварийно допустимых диспетчер ОЭС (энергосистемы), принимающей мощность, после мобилизации резервов мощности, разгружает связи путем отключения потребителей.

17.3.6. При аварийных отклонениях частоты персонал АС должен самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя в соответствии с требованиями технологических регламентов по эксплуатации энергоблоков АС и Положений (инструкций) по взаимоотношениям АС с АО-энерго.

17.3.7. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер ЦДУ ЕЭС России, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах — диспетчеры ОДУ или энергосистем. При этом диспетчеры ОЭС, работающие в составе ЕЭС России, и энергосистем, работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданий по рабочей мощности электростанций, несение ими заданной нагрузки и непревышение потребителями заданного предельного потребления в часы максимума нагрузок, а начальники смен электростанций — за выполнение заданий по рабочей мощности и несение ими заданной нагрузки.

17.3.8. Регулированием напряжения на шинах АС должны быть обеспечены:

— соответствие значений показателей качества требованиям ГОСТ 13109-87;

— соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электростанций и сетей;

— необходимый запас устойчивости энергосистем;

— минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

17.3.9. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии — оперативным персоналом энергопредприятия под контролем диспетчера предприятия электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

Напряжение на сборных шинах АС должно поддерживаться оперативным персоналом АС в пределах согласованного диапазона изменением реактивной мощности генераторов. Графики напряжений задаются энергосистемой не реже, чем 1 раз в квартал. Диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России имеет право, в зависимости от складывающейся обстановки в энергосистеме, оперативно корректировать заданный график напряжения.

17.3.10. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах утверждаются главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ. Перечень пунктов, напряжение которых контролируются диспетчером энергосистемы, предприятия электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них утверждаются главным инженером энергообъединения, энергопредприятия.

17.3.11. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных точках (пунктах).

17.3.12. Регулирование в тепловой сети должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

— работу энергоустановок источников и потребителей тепла;

— гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

— режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

 

17.4. Управление оборудованием

17.4.1. Оборудование энергоустановок, принятых в эксплуатацию, должно находиться в одном из четырех оперативных состояний: работе, резерве, ремонте или консервации.

17.4.2. Вывод из работы в плановый ремонт, резерв или для производства испытаний оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или ведении энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, а также ввод их в работу оформляются независимо от наличия утвержденных планов заявкой в энергосистему в установленные сроки.

Снижение мощности АС, связанное с требованием ее безопасной эксплуатации, необходимостью проведения ремонта оборудования, отключением или перегрузкой отдельных линий, профилактическими мероприятиями или испытаниями, должно быть оформлено соответствующими заявками, подаваемыми станцией в эксплуатирующую организацию АС и ЦДС энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭС) в установленные сроки.

Заявки на вывод в ремонт энергоблоков АС или заявки на снижение нагрузки, подаваемые станцией в АО-энерго, должны быть подписаны одним из руководителей АС. Список лиц, имеющих право подписи заявок, должен быть заранее сообщен АО-энерго (ОДУ, ЦДУ ЕЭС).

17.4.3. Испытания в результате которых возможно изменение нагрузки АС, перетоков по ВЛ, уровней напряжения, отключение оборудования, влияющего на нагрузку АС и перетоки по ВЛ, а также ложная или излишняя работа РЗА и ПА, должны проводиться на основании программ, утвержденных эксплуатирующей организацией и согласованных энергосистемой, ОДУ ЦДУ ЕЭС России (по принадлежности) в части операций с оборудованием и устройствами, находящимися в их оперативном управлении или ведении, с оформлением оперативной заявки.

Программы на производство испытаний должны передаваться АС в эксплуатирующую организацию и энергосистему не менее чем за 7 дней до начала испытаний, а на производство сложных испытаний — не менее чем за 10 дней до начала испытаний.

17.4.4. Аварийный вывод из работы оборудования оформляется аварийной заявкой в АО-энерго в любое время суток. Срочные неплановые работы могут оформляться заявкой в АО-энерго при условии предварительного согласования между руководством АС и руководством АО-энерго или ОДУ (ЦДУ ЕЭС России), в оперативном управлении или ведении которого находится данное оборудование.

Независимо от наличия разрешенной заявки вывод из работы и ввод в работу оборудования АС может выполняться только с разрешения диспетчера энергосистемы непосредственно перед выводом или вводом оборудования.

17.4.5. В случае явной опасности для людей или при повреждениях оборудования, требующих немедленного отключения, оперативный персонал АС имеет право самостоятельно вывести аварийно из работы или резерва оборудование, находящееся в оперативном управлении или ведении диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, с последующим незамедлительным уведомлением диспетчера энергосистемы. В этом случае, а также при отключении оборудования действием защит, оперативный персонал АС через диспетчера энергосистемы оформляет аварийную заявку на ремонт оборудования с указанием срока окончания ремонта, которая принимается к сведению.

При необходимости производства планового ремонта на выведенном из работы оборудовании должна быть оформлена соответствующая оперативная заявка.

17.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний или текущий ремонт основного оборудования АС, находящегося в ведении или управлении энергосистемы, ОЭС, ЕЭС, должно быть дано в установленном порядке по заявке диспетчерской службой эксплуатирующей организации АС, энергообъединения, ОДУ, ЦДУ, ЕЭС России.

17.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также вывода реактора на МКУ и пуска турбины, должно быть включено в срок ремонта, разрешенной по заявке.

Если по какой либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок, длительность ремонта должна быть сокращена, а дата включения оставаться прежней. Решение о продлении срока заявки принимают руководители эксплуатирующей организации и Главный диспетчер ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

17.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с разрешения соответственно начальника смены АС (диспетчера АС), дежурного диспетчера эксплуатирующей организации АС, дежурного диспетчера энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России непосредственно перед выводом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.

17.4.9. Персонал АС не имеет права без разрешения начальника смены электростанции, диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России осуществлять отключения, включения, испытания и изменения установок системной автоматики, а также средств диспетчерского и технологического управления, находящихся в ведении или управлении соответствующего диспетчера (начальника смены электростанции).

Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики, аппаратура которых расположена на двух и более объектах, должна выполняться одновременно на всех объектах.

17.4.10. Начальник смены АС при изменениях схем электрических соединений должен проверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит, системы противоаварийной и режимной автоматики.

17.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления атомной станцией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.

Если по режиму работы не требуется включения оборудования, то по окончании ремонтных работ начальник смены АС заявляет указанное оборудование в резерв.

 

17.5. Предупреждение и ликвидация технологических нарушений

17.5.1. Основными задачами оперативно диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушений являются:

— предотвращение развития технологических нарушений, исключение поражения персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением;

— срочное восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии;

— создание наиболее надежной послеаварийной схемы системы в целом и отдельных ее частей;

— выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его в работу.

17.5.2. Для предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы должна применяться системная автоматика отключения нагрузки в энергосистемах, выдающих мощность. В случае отказа автоматических устройств персонал должен быть готов к действиям вручную.

17.5.3. На каждом диспетчерском пункте АО-энерго, щите управления АС (энергоблока АС) и рабочих местах с дежурством персонала должны быть местные инструкции по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которые составляются в соответствии с типовой инструкцией и инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления.

Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктов должны быть согласованы с местными органами власти.

17.5.4. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергосистем, предприятий сетей и оперативным персоналом атомных электростанций должно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Для ускорения ликвидации технологических нарушений местному оперативному персоналу должна быть предоставлена максимальная самостоятельность.

17.5.5. Ликвидацией технологического нарушения в зависимости от района его расположения должен руководить диспетчер ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергосистемы, диспетчера электрической или тепловой сети.

17.5.6. Ликвидация технологических нарушений в электрической части АС, оборудовании, устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматике, находящихся в оперативном ведении диспетчера энергосистемы, (ОДУ, ЦДУ ЕЭС России) и затрагивающих режимы работы энергосистемы или в энергосистеме, затрагивающих электрическую часть АС, производится под руководством диспетчера энергосистемы, ОДУ или ЦДУ ЕЭС России в соответствии с действующими инструкциями по ликвидации технологических нарушений в энергосистеме. Ликвидацией технологических нарушений на АС должен руководить начальник смены атомной станции.

17.5.7. Приемка и сдача смены во время ликвидациии технологических нарушений запрещается. Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений. При ликвидации технологических нарушений в зависимости от их характера в порядке исключения допускается передача смены с разрешения вышестоящего оперативного персонала.

Приемка и сдача смены во время переключений, пуска и останова оборудования допускается только с разрешения вышестоящего оперативного дежурного и административно-технического персонала.

17.5.8. Распределение обязанностей между оперативным персоналом при ликвидации технологических нарушений, переключениях, пуске и останове оборудования должно быть регламентировано местными инструкциями.

17.5.9. Оперативный персонал даже в присутствии лиц из административно-технического персонала несет личную ответственность за правильность действий при ликвидации технологических нарушений, единолично принимая решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима.

17.5.10. В случае необходимости вышестоящее лицо из оперативного или административно-технического персонала имеет право поручить руководство ликвидацией технологического нарушения другому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале об этом.

17.5.11. Диспетчерские переговоры на всех уровнях управления и оперативные переговоры начальников смены АС должны автоматически фиксироваться на магнитной ленте.

 

17.6. Требования к оперативным электрическим схемам

17.6.1. Схемы электрических соединений ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций, настройка средств релейной защиты и автоматики для нормальных и ремонтных режимов 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, требованиям государственного стандарта;

— локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключение потребителей минимальной мощности.

17.6.2. Схемы собственных нужд (СН) переменного и постоянного тока электростанций должны выбираться с учетом обеспечения их надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:

— секционирования шин;

— автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех напряжений при исчезновении на ней напряжения;

— обеспечения самозапуска всех ответственных электродвигателей, кратковременно оставшихся без питания, от резервного источника питания (при действии устройства АВР основных шин СН);

— распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действия устройств АВР при исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего и резервного питания должны быть присоединены к разным секциям распределительного устройства;

— распределения механизмов СН по секциям из условия минимального нарушения работы электростанции в случае выхода из строя любой секции;

— обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхронной работе шин (частей) электростанции (секционирование шин высокого напряжения, выделение энергоблоков на отдельную линию, выполнение схем деления энергосистемы);

— обеспечения полного или частичного отделения питания механизмов СН электростанции от энергосистемы с наименьшей потерей рабочей мощности при понижении частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе.

17.6.3. Присоединение посторонних потребителей (поселков и пр.) к шинам распределительных устройств СН АС запрещается.

17.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети и АС должны утверждаться главным инженером АС, а схемы энергосистемы — главным инженером энергообъединения.

Указанные схемы ежегодно должны согласовываться с органом диспетчерского управления, в чьем оперативном ведении или оперативном управлении находится входящее в них оборудование.

17.6.5. АС обязаны обеспечить исправную работу устройств телеизмерений и телесигнализации, приборов и систем коммерческого учета электроэнергии и мощности, необходимых для надежного ведения режима энергосистемой, а также своевременную передачу оперативных данных о параметрах электрического режима АС (суммарная активная нагрузка АС и отдельных энергоблоков, напряжение на шинах, показания счетчиков электрической энергии и др.).

17.6.6. При возникновении технологических нарушений в электрической части АС или энергосистемы, АС по запросу АО-энерго представляет сведения и обосновывающие материалы, необходимые для расследования причин технологических нарушений и разработке мероприятий по их предотвращению.

 

17.7. Оперативный персонал

17.7.1. К оперативному персоналу энергообъединения и энергопредприятия относятся:

— персонал, обслуживающий производственные участки в соответствии с утвержденным графиком дежурств;

— оперативно-наладочный персонал — персонал с правом производства наладочных работ на оборудовании и в системах;

— оперативно-ремонтный персонал — персонал с правом эксплуатационного обслуживания и выполнения оперативных переключений на производственных участках;

— руководящий оперативный персонал в смене: начальник смены (дежурный диспетчер) АС, дежурный инженер энергопредеприятия, района электрической и тепловой сети, подстанции;

— дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергосистемы.

17.7.2. Оперативный персонал должен вести безопасный, надежный и экономичный режим работы оборудования АС, энергосистемы в соответствии с производственными и должностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящего оперативного персонала.

17.7.3. Оперативный персонал во время дежурства несет ответственность за правильное обслуживание и безаварийную работу оборудования, а также за чистоту и порядок в закрепленной за ним зоне обслуживания.

17.7.4. При нарушениях режима работы, повреждениях оборудования, возникновении пожара, обнаружении дефектов, угрожающих повреждением оборудования, оперативный персонал должен немедленно принять меры к восстановлению нормального режима работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению развития аварии, а также сообщить о происшедшем вышестоящему оперативному лицу и лицам из руководящего административно-технического персонала в соответствии с утвержденным списком.

17.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативного персонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательно к исполнению подчиненным оперативным персоналом.

Распоряжения диспетчера энергосистемы оперативным персоналом АС должны выполняться незамедлительно. В случае, если начальник смены АС усматривает в распоряжении диспетчера энергосистемы явную ошибку, опасность для жизни людей, сохранности оборудования или ядерной безопасности, он обязан сделать обоснованное возражение и не выполнять распоряжение. О своем отказе выполнить распоряжение диспетчера энергосистемы начальник смены АС должен немедленно доложить своему руководству.

Оперативный персонал АС несет полную ответственность за необоснованное невыполнение или задержку выполнения распоряжений диспетчера энергосистемы, а диспетчер энергосистемы — за обоснованность распоряжения.

Начальник смены АС обязан немедленно информировать дежурного диспетчера энергосистемы об отключениях линий электропередачи и оборудования, срабатываниях релейной защиты, и автоматики, нарушениях нормальной работы оборудования и устройств, находящихся в оперативном ведении или управлении диспетчера энергосистемы, ОДУ или ЦДУ ЕЭС России, а также нарушениях режима работы основного и вспомогательного оборудования АС, приведших или могущих привести к снижению ее нагрузки.

17.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или оперативном ведении вышестоящего оперативного персонала, не может быть включено в работу или выведено из работы без его разрешения, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

17.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящего оперативного персонала должно быть четким и кратким.

Выслушав распоряжение, подчиненный оперативный персонал должен дословно повторить текст распоряжения и получить подтверждение, что распоряжение понято правильно.

Оперативный персонал, отдав или получив распоряжение или разрешение, должен записать его в оперативный журнал. Распоряжения вышестоящего оперативного персонала должны выполняться незамедлительно и точно.

17.7.8. При оперативных переговорах отступление от установленных диспетчерских обозначений оборудования, присоединений и устройств РЗА и ПА запрещается.

17.7.9. В распоряжениях диспетчера по изменению режима работы оборудования, энергосистемы должны быть указаны значение изменяемого параметра и время, к которому оно должно быть достигнуто.

17.7.10. Распоряжения руководителей энергообъединений, энергопредприятий, АС и их подразделений соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, должны выполняться лишь по согласованию с последним.

Распоряжение руководства АС своему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию АО-энерго, ОДУ (ЦДУ ЕЭС России), касающиеся надежности параллельной работы энергосистем, устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, АРЧМ, средств диспетчерского и технологического управления, должны согласовываться с АО-энерго, ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

17.7.11. Ответственность за необоснованную задержку выполнения распоряжения вышестоящего оперативного персонала должны нести лица, не выполнившие распоряжение, а также руководители, санкционировавшие это невыполнение или задержку.

17.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативного персонала представляется починенному оперативному персоналу неверным, он должен немедленно доложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения дежурный должен его выполнить с записью в оперативном журнале.

Распоряжения вышестоящего оперативного персонала, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования, ядерной безопасности, привести к потере питания собственных нужд электростанции или обесточению особо ответственных потребителей, выполнять запрещается. О невыполнении распоряжения должно быть сообщено вышестоящему персоналу.

17.7.13. Лица из оперативного персонала, не находящиеся на дежурстве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслуживанию оборудования только с разрешения соответствующего руководящего лица из дежурного персонала.

17.7.14. Замена одного дежурного другим в случае необходимости допускается с разрешения лица, утвердившего график дежурств.

Дежурство в течение двух смен подряд запрещается.

17.7.15. Каждый дежурный, приступая к работе, должен принять смену от предыдущего дежурного, а после окончания работы сдать смену следующему по графику дежурному.

Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.

17.7.16. При приемке смены дежурный должен:

— ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы оборудования, находящегося в его оперативном управлении или ведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями;

— получить сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести особо тщательное наблюдение для предупреждения нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся в резерве и ремонте;

— выяснить, какие работы выполняются по нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке;

— проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений, оперативную документацию и документацию рабочего места;

— ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее со своего предыдущего дежурства;

— принять рапорт от подчиненного персонала и доложить непосредственному начальнику по смене о вступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

— оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомости за своей подписью и подписью сдающего смену.

17.7.17. Оперативный персонал должен периодически в соответствии с инструкцией опробовать действие технологической, пожарной, предупредительной и аварийной сигнализации, средств связи, а также проверять правильность показаний часов на рабочем месте и т.д.

17.7.18. Оперативный персонал должен по утвержденным графикам осуществлять переход с рабочего на резервное оборудование, производить опробование и профилактические осмотры оборудования.

17.7.19. Руководящий дежурный и административно-технический персонал АС имеет право отстранять от дежурства подчиненный ему оперативный персонал, не выполняющий свои обязанности.

17.7.20. Оперативный персонал во время смены по разрешению вышестоящего оперативного персонала может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от дежурства. При этом должны быть соблюдены требования ПТБ.

 

17.8. Переключения в электрических установках

17.8.1. Все изменения в схемах электрических соединений электроустановок и в цепях устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), выполненные при производстве переключений, а также места установки заземлений должны быть отражены на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончании переключений.

17.8.2. Сложные переключения, а также переключения на электроустановках с неисправными блокировочными устройствами должны выполняться по программам, бланкам, картам.

К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с коммуникационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, в схемах генераторов, блоков генератор-трансформатор, трансформаторов (автотрансформаторов), трансформаторов напряжения, линий электропередачи, систем и секций шин, а также переводы присоединений с одной системы (секции) шин на другую, замена выключателей обходными или шиносоединительными; переключения в схемах, имеющих более одного выключателя на присоединение; переключения на оборудовании систем, важных для безопасности.

Перечни сложных переключений, утвержденные главным инженером АС, должна храниться на БЩУ и ЦЩУ АС.

17.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны быть использованы типовые программы, бланки (карты переключений).

При ликвидации технологических нарушений или для их предотвращения разрешается проводить переключения без бланков переключений с последующей записью в оперативном журнале.

17.8.4. В программах и бланках переключений, которые являются оперативными документами, должны быть установлены порядок и последовательность операций при проведении переключений в схемах электрических соединений электроустановок и в цепях релейной защиты и автоматики.

Бланки переключений могут быть в форме карт, составленных в виде таблиц с применением символов и сокращенных записей.

Бланки переключений (типовые бланки) должен использовать оперативный персонал, непосредственно выполняющий переключения.

Программы переключений (типовые программы) должен применять руководящий оперативный персонал при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и разных энергообъектов.

Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разрешается применять программы переключений, дополненные бланками переключений.

Типовые программы и бланки переключений должны быть скорректированы при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с вводом нового оборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования, реконструкцией распределительных устройств, а также при включении новых или изменениях в установленных устройствах РЗА.

17.8.5. При планируемых изменениях схемы и режимов работы ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и изменениях в устройствах РЗА производственными службами ОДУ и энергообъединения, в управлении которых находится оборудование и устройства РЗА, должны быть заранее разработаны необходимые изменения и дополнения типовых программ и бланков переключения на соответствующих уровнях оперативного управления.

17.8.6. Все переключения на АС и подстанциях должны выполняться в соответствии с местными инструкциями по производству переключений.

17.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящего оперативного персонала, должны проводиться по распоряжению, а находящиеся в его ведении — с его разрешения.

Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим его уведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).

При пожаре и ликвидации аварии оперативный персонал должен действовать в соответствии с местными инструкциями.

17.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указана последовательность операций в схеме электроустановки и цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемой вышестоящим оперативным персоналом.

Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано не более одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

Любые изменения в электрических схемах, уставок и характеристик настройки устройств, находящихся в оперативном управлении или ведении диспетчера энергосистемы (ОДУ, ЦДУ ЕЭС России), производится только по предварительному согласованию и оформляется заявками в АО-энерго.

В случае непредвиденных изменений условий работы АС в энергосистеме, в том числе из-за повреждения оборудования и устройств на АС или подстанциях энергосистемы, и необходимости осуществления в сжатые сроки реконструкции релейной защиты и автоматики, АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (в соответствии с оперативной подведомственностью) выдает уставки и принципиальные схемы.

Выполнение монтажных схем и монтажно-наладочных работ на АС производится персоналом АС в установленном порядке.

17.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило, два лица, из которых одно является контролирующим.

Контролирующим лицом может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключений и допущенный к выполнению переключений распоряжением по предприятию.

При выполнении переключений двумя лицами контролирующим, как правило, должен быть старший по должности. Ответственность за правильность переключений возлагается на оба лица, производящих переключения.

При сложных переключениях допускается привлекать для операций в цепях РЗА третьего человека из персонала служб РЗА. Этот работник, предварительно ознакомленный с бланком переключения и подписавший его, должен выполнять каждую операцию по распоряжению лица, проводящего переключения.

Все остальные переключения, за исключением сложных, могут быть выполнены единолично независимо от состава смены.

17.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановке оперативный персонал должен быть готов к его подаче без предупреждения.

17.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должно производиться выключателем.

Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):

— нейтралей силовых трансформаторов 110—220 кВ;

— заземляющих дугогасящих реакторов 635 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;

— намагничивающего тока силовых трансформаторов 6—500 кВ;

— зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;

— зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативных документов.

В кольцевых сетях 6—10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей не более 5 %.

Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.

Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточению подстанции.

Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативными документами. Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

17.8.12. Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, самовольно выводить из работы блокировки безопасности запрещается.

Деблокирование разрешается только после проверки на месте отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных на это письменным распоряжением по предприятию.

17.8.13. Запрещается начинать плановые переключения в электрических установках АС за полчаса до окончания смены и в первые полчаса после начала смены.

 

17.9. Переключения в тепловых схемах АС

17.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны проводиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации и отражаться в оперативной документации.

17.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при необходимости участия двух и более несоподчиненных исполнителей переключения должны выполняться по программам.

Сложные переключения, предусмотренные инструкциями, а также более двух любых переключений, проводимых соподчиненным персоналом должны проводиться по бланкам переключений.

17.9.3. К сложным относятся следующие переключения:

— опробование основного и ответственного вспомогательного оборудования;

— проверка работоспособности и настройка предохранительных устройств;

— вывод оборудования в ремонт и резерв и ввод его в работу;

— гидравлические опресовки оборудования и тепловых сетей;

— специальные испытания оборудования;

— изменения тепловой схемы электростанции;

— проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации оборудования;

— на оборудовании систем, важных для безопасности;

— длительные по времени;

— ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции.

17.9.4. На каждой АС должен быть разработан перечень сложных переключений, утвержденных главным инженером. Перечень должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции или демонтажа оборудования, изменения технологических схем и схем технологических защит и автоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться 1 раз в 3 года. Копии перечня должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персонала цеха и АС.

17.9.5. Главным инженером АС должен быть утвержден список лиц из административно-технического персонала, имеющих право контролировать выполнение переключений, проводимых по бланкам или программам. Список должен быть скорректирован при изменении состава персонала. Копии списка должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персонала цеха и энергопредприятия.

17.9.6. На каждой АС должны быть разработаны перечни (перечень) работ, выполняемых по бланкам переключений.

В бланке переключений должны быть указаны:

— объект переключений;

— время начала и окончания переключений;

— условия, необходимые для проведения переключений;

— сведения о персонале, выполняющем переключения;

— последовательность производства переключений;

— положение запорной и регулирующей арматуры после окончания переключений;

— персонал, осуществляющий контроль за ходом выполнения переключений и несущий за них ответственность.

Для часто повторяющихся переключений на АС должны применяться заранее составленные типовые бланки.

17.9.7. Программы переключений в тепловых схемах АС должны быть утверждены главным инженером АС.

Для повторяющихся переключений могут применяться типовые программы.

17.9.8. В программах работ, связанных со сложными переключениями, должны быть указаны:

— цель выполнения переключений;

— объект переключений;

— условия проведения работ по переключениям;

— мероприятия по подготовке к выполнению переключений;

— плановое время начала и окончания переключений, которое может уточняться в оперативном порядке;

— необходимость инструктажа персонала;

— порядок и последовательность выполнения операций с указанием положения запорной и регулирующих органов и элементов технологических защит и автоматики;

— персонал, привлеченный к участию в переключениях;

— персонал, осуществляющий контроль за проведением переключений на каждом этапе и за конкретным оборудованием;

— обязанности и ответственность персонала, указанного в программе;

— перечень мероприятий по обеспечению безопасности проведения работ по переключениям;

— действия персонала при вознкновении аварийной ситуации или положения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования;

— состояние оборудования, арматуры, элементов защит и автоматики после окончания работ по переключениям.

17.9.9. Все работы по бланкам (типовым бланкам) и программам переключений должны проводиться с разрешения и под надзором начальника смены АС (начальника смены энергоблока АС).

Руководить переключениями по бланкам (типовым бланкам) должно контролирующее лицо из числа старшего оперативного персонала смены.

Сами переключения должен производить специально проинструктированный оперативный, оперативно-ремонтный, оперативно-наладочный персонал, привлекаемый к производству работ (старшие операторы, операторы, машинисты, обходчики, слесари, аппаратчики, дежурные по участку).

Список лиц, которые могут быть контролирующими работ по бланкам и программам переключений, должен быть утвержден главным инженером АС.

17.9.10. Бланки и программы переключений должны храниться наравне с другой оперативной документацией.

17.9.11. Типовые бланки и программы переключений должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года и корректироваться в связи с реконструкцией, изменением технологических схем и схем технологических защит и автоматики.

17.9.12. Запрещается начинать плановые переключения в тепловых схемах АС за полчаса до окончания смены и в первые полчаса после начала смены.

 

17.10. Средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ)

17.10.1. Диспетчерские управления, энергообъединения, электростанции, предприятия и районы электрических и тепловых сетей, электрические подстанции должны быть оснащены средствами СДТУ в соответствии с действующими нормативными документами. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное их функционирование и готовность к действию при установленном качестве передачи информации в нормальных и аварийных режимах энергосистем.

17.10.2. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунктах, электрообъединениях, электропредприятиях и энергообъектах, должна быть закреплена за службами (предприятиями) СДТУ соответствующего управления. Аппаратура связи и телемеханики высшего уровня управления, установленная на объектах низшего уровня управления, должна эксплуатироваться персоналом, обслуживающим СДТУ данного объекта.

17.10.3. Эксплуатация оборудования высокого напряжения высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по линиям электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения) должна осуществляться персоналом, обслуживающим установки высокого напряжения.

17.10.4. Техническое обслуживание и поверка датчиков (преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, должны производиться персоналом соответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения.

17.10.5. Перечень устройств и оборудования, обслуживаемых производственными подразделениями СДТУ АС, с указанием границ обслуживания должен быть утвержден главным инженером АС.

Взаимодействия между подразделениями и предприятиями, границы обслуживания СДТУ определяются “Инструкцией о порядке взаимодействия подразделений системы оперативно-технического управления междугородними связями взаимоувязанной сети концерна “Росэнергоатом”, “Типовым положением о подразделении диспетчерского и технологического управления атомных станций”, а также станционными документами, разработанными на их основе.

17.10.6. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть обеспечено:

— центральными узлами средств управления (ЦУСУ) ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергообъединения;

— дирекцией оперативного и противоаварийного планирования концерна “Росэнергоатом”;

— цехами(службами) средств диспетчерского и технологического управления на АС.

В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ должно быть организовано круглосуточное дежурство оперативного персонала.

17.10.7. Средства диспетчерского и технологического управления должны быть обеспечены гарантированным электропитанием в соответствии с действующими нормативными документами.

17.10.8. Сетевые предприятия, службы и участки СДТУ должны иметь и вести эксплуатационно-технические документы в соответствии с типовыми положениями о службах СДТУ.

17.10.9. Ввод в работу и эксплуатация вновь построенных и реконструированных радиорелейных линий и средств радиосвязи (УКВ и КВ радиостанций) должны быть организованы в соответствии с действующими нормативными документами.

17.10.10. Структура и качественные показатели производственных телефонных сетей всех уровней должны соответствовать действующим нормативным документам по системам автоматизированной производственной телефонной связи.

17.10.11. Устройства проводной связи должны быть защищены от опасных и мешающих влияний электроустановок высокого напряжения в соответствии с действующими нормативными документами.

17.10.12. Порядок и периодичность измерений уровня мешающих воздействий и помех, а также порядок действия дежурного персонала узлов связи при превышении допустимых значений мешающих влияний или помех должны быть установлены местными инструкциями.

17.10.13. На линиях электропередачи по которым организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующих наложения заземления, должны применяться переносные заземляющие высокочастотные заградители.

17.10.14. Вывод из работы средств диспетчерской связи и систем телемеханики должен быть оформлен оперативной заявкой.

17.10.15. Способ выполнения и режим эксплуатации электрических цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений и телесигнализации до устройства приема и обработки информации должны исключать помехи, приводящие к искажению этой информации.

17.10.16. Сопротивление изоляции электрически связанных устройств телемеханики совместно с их внешними связями (за исключением связей с ЭВМ и аппаратурой каналов телемеханики) относительно корпуса аппарата (земли), а также между цепями, электрически не связанными между собой, должно измеряться мегаомметром 250—500 В и быть не ниже 1 МОм. При проверке изоляции цепей устройств телемеханики, содержащих полупроводниковые элементы, должны быть приняты меры к предотвращению их повреждения. В устройствах с заземленным нулевым проводом перед проверкой изоляции этот провод должен быть отсоединен от земли. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питания напряжением 220 В должно измеряться мегаомметром 1000—2500 В и быть не ниже 10 МОм.

17.10.17. Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях и диспетчерских пунктах должны применяться специальные общие ключи или отключающие устройства. Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных присоединений должно производиться на разъемных зажимах либо на индивидуальных отключающих устройствах. Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальными отключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации разрешается выполнять только по указанию или с ведома диспетчера.

17.10.18. На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и пультов СДТУ должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на установленной на них аппаратуре — надписи или маркировка. Провода внешних устройств телемеханики должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным связям.

17.10.19. Персонал производственных подразделений, обслуживающий СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру в соответствии с производственными инструкциями, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств и состояние сигнализации неисправностей.

17.10.20. Полные или частичные проверки и ремонт СДТУ должны выполняться по утвержденному графику, согласованному с диспетчерской службой и вышестоящей службой СДТУ.

17.10.21. Все неисправности и неправильные действия СДТУ должны незамедлительно устраняться, учитываться и анализироваться в установленном порядке.

В случае неправильного действия устройств, их повреждения или отклонения параметров от нормированных показателей должны проводиться дополнительная проверка и устранение указанных нарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.

 

 

 

 

 

 

С О Д Е Р Ж А Н И Е

 

 

Введение     4

Ответственность за выполнение “Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций”     5

 

 

Часть I

 

Требования к обеспечению эксплуатации атомных станций     6

1.  Критерии, принципы и требования обеспечения безопасности при эксплуатации АС     6

1.1.  Общие положения     6

1.2.  Система барьеров и их защита     7

1.3.  Культура безопасности    8

2.  Государственное регулирование безопасности при использовании атомной энергии     9

3.  Задачи и функции эксплуатирующей организации АС     12

4.  Обеспечение качества     17

5.  Контроль и инспекции эксплуатирующей организации за обеспечением качества и выполнением требований правил и норм при использовании атомной энергии     21

6.  Выбор площадки размещения АС     25

7.  Проектирование АС     28

8.  Сооружение АС     32

9.  Вывод из эксплуатации блока АС     34

10.  Физическая защита АС .    41

 

 

Часть II

Правила технической эксплуатации атомных станций     45

11.  Организация эксплуатации АС     45

11.1.  Задачи и организационная структура     45

11.2.  Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений     48

11.3.  Работа с персоналом     56

11.4.  Контроль за эффективностью работы АС     60

11.5.  Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция     61

11.6.  Техническая документация     63

11.7.  Контроль за состоянием металла     67

11.8.  Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) АС      71

11.9.  Метрологическое обеспечение     74

11.10.  Радиационная безопасность     79

11.11.  Техника безопасности     84

11.12.  Пожарная безопасность     87

11.13.  Соблюдение природоохранных требований     89

11.14.  Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на АС       91

12.  Территория, производственные здания, сооружения, санитарно-технические устройства     96

12.1.  Территория     96

12.2.  Производственные здания, сооружения, санитарно-технические устройства     98

13.  Гидротехнические сооружения и водное хозяйство АС     100

13.1.  Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование    100

13.2.  Водное хозяйство АС, гидрологическое и метеорологическое

обеспечение     108

13.3.  Техническое водоснабжение     111

14.  Тепломеханическое оборудование АС и тепловых сетей     114

14.1.  Топливно-транспортное хозяйство     114

14.2.  Котельные установки     122

14.3.  Паротурбинные установки     129

14.4.  Тепловая автоматика и измерения     140

14.5.  Водоподготовка и водно-химический режим     145

14.6.  Трубопроводы и арматура     153

14.7.  Теплофикационные установки     157

14.8.  Тепловые сети     162

15.  Специальное оборудование АС     170

15.1.  Ядерное топливо. Транспортно-технологические операции     170

15.2.  Реакторная установка (РУ)     175

15.3.  Ядерная безопасность     186

15.4.  Сбор, хранение, транспортировка и захоронение радиоактивных отходов, дезактивация    191

15.5.  Вентиляция и система удаления газообразных радиоактивных отходов    195

16.  Электрическое оборудование АС и сетей     197

16.1.  Генераторы     197

16.2.  Электродвигатели     208

16.3.  Силовые трасформаторы и масляные реакторы     211

16.4.  Распределительные устройства     217

16.5.  Аккумуляторные батареи     224

16.6.  Силовые кабельные линии     228

16.7.  Релейная защита и электроавтоматика     234

16.8.  Заземляющие устройства     241

16.9.  Защита от перенапряжений     243

16.10.  Средства электрических измерений     251

16.11.  Освещение     252

16.12.  Система аварийного элетроснабжения     255

16.13.  Эликтролизные установки     257

16.14.  Энергетические масла     262

17.  Оперативно-диспетчерское управление производством и потреблением тепловой и электрической энергии    267

17.1.  Задачи и организация управления     267

17.2.  Планирование режима работы     271

17.3.  Управление режимом работы     275

17.4.  Управление оборудованием     278

17.5.  Предупреждение и ликвидация технологических нарушений    281

17.6.  Требования к оперативным электрическим схемам     283

17.7.  Оперативный персонал     285

17.8.  Переключения в электрических установках     289

17.9.  Переключения в тепловых схемах АС     293

17.10.  Средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ)    296