Розділ 2
Організація експлуатації
Розділ 2, Підрозділ 1
Організаційна структура і завдання
Розділ 2, Підрозділ 1, Глава 1
Організаційна структура
5.1.1.1 Закон України "Про електроенергетику" визначає правові, економічні та організаційні основи діяльності в енергетиці й регулює відносини, пов'язані з виробництвом, передачею, постачанням і використанням енергії, забезпеченням енергетичної безпеки України, конкуренцією і захистом прав споживачів і працівників галузі.
5.1.1.2 Державне управління в електроенергетиці здійснюють органи виконавчої влади, уповноважені Кабінетом Міністрів України.
Міністерство палива та енергетики України (Мінпаливенерго
України) є центральним органом виконавчої влади, діяльність якого спрямовується і координується Кабінетом Міністрів України.
Мінпаливенерго України є головним (провідним) органом у системі
центральних органів виконавчої влади з питань забезпечення реалізації державної політики в електроенергетичному, ядерно-промисловому, вугільно-промисловому і нафтогазовому комплексах.
Органом державного регулювання діяльності в електроенергетиці є
Національна комісія регулювання електроенергетики України (НКРЕ).
Органом державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки
України є Державний комітет ядерного регулювання України.
5.1.1.3 Технологічна структура енергетичної галузі
(енерговиробництва) створюється суб'єктами й об'єктами енергетики, незалежно від їхньої відомчої належності і форм власності, за
функціональним принципом виробництва, передачі і розподілу електричної і теплової енергії.
5.1.1.4 Технологічними складовими енерговиробництва є:
- Державне підприємство Національна енергетична компанія (НЕК)
"Укренерго" з електроенергетичними системами (ЕЕС) і магістральними електричними мережами (МЕМ), які входять до його складу;
- Державне підприємство "Енергоринок" зі сторонами договору
Оптового ринку (невід'ємною частиною договору є Правила Оптового ринку електричної енергії України, що визначають механізм
функціонування Оптового ринку електричної енергії України, порядок розподілу навантажень між генерувальними джерелами, правила
формування ринкової ціни на електричну енергію);
- енергогенерувальні компанії з тепловими, атомними,
гідравлічними і вітровими електростанціями (ТЕС, АЕС, ГЕС, ВЕС), які входять до їхнього складу;
- енергопостачальні компанії з електростанціями, які входять до
їхнього складу;
- теплові електроцентралі (ТЕЦ);
- магістральні теплові мережі з підключеними до них станціями теплопостачання, теплоцентралями, котельнями - джерелами теплопостачання (ДТ);
- єдина централізована диспетчерська система
оперативно-технологічного управління виробництвом, передачею і розподілом електроенергії.
До технологічних ланок енергетичної галузі належать також проектні, будівельні, монтажні, налагоджувальні, ремонтні та інші спеціалізовані організації незалежно від їхньої відомчої належності і
форм власності, пов'язані з енерговиробництвом.
5.1.1.5 Сукупність електростанцій, електричних і теплових мереж, інших об'єктів електроенергетики, які об'єднані спільним режимом виробництва, передачі і розподілу електричної і теплової енергії при
централізованому управлінні цим режимом, утворюють Об'єднану енергетичну систему (ОЕС) України.
5.1.1.6 Відносини, пов'язані з оперативно-технологічним
управлінням, регулюються положенням, затвердженим в установленому порядку.
5.1.1.7 Функції диспетчерського (оперативно-технологічного)
управління ОЕС України виконує державне підприємство, яке визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює
управління в електроенергетиці. Централізоване диспетчерське
оперативно-технологічне управління поширюється на суб'єкти підприємницької діяльності, об'єкти електроенергетики яких підключені до ОЕС України.
5.1.1.8 Державний нагляд в електроенергетиці здійснюють Державна інспекція з експлуатації електричних станцій і мереж, Головна державна інспекція з нагляду за ядерною і радіаційною безпекою,
Державна інспекція з енергетичного нагляду за режимами споживання електричної та теплової енергії. Управління з нагляду в енергетиці
Держнаглядохоронпраці, органи, що контролюють пожежну безпеку, радіаційну безпеку, екологію, водні ресурси, санітарний стан енергооб'єктів в порядку й обсязі, установленому Кабінетом Міністрів
України.
5.1.1.9 Організацію експлуатації пристроїв релейного захисту й автоматики (електроавтоматики, протиаварійної і режимної автоматики далі пристроїв РЗА) всіх суб'єктів і об'єктів енергетики, незалежно від їхньої відомчої належності і форм власності, здійснюють служби
РЗА, електротехнічні лабораторії (ЕТЛ) чи інші структурні формування,
що входять до складу суб'єктів енергетики - далі служби РЗА, що мають трирівневу оперативну підпорядкованість: а) перший рівень - служба РЗА НЕК "Укренерго", яка організовує експлуатацію пристроїв РЗА основної мережі України і зв'язків з енергооб'єднаннями сусідніх держав, що знаходяться в оперативному керуванні і віданні диспетчера НЕК "Укренерго"; б) другий рівень - служби РЗА регіональних ЕЕС НЕК "Укренерго", які організовують експлуатацію пристроїв РЗА:
- електричної мережі 220 кВ і вище свого регіону, що знаходиться в керуванні і віданні диспетчерів регіональних ЕЕС НЕК "Укренерго";
- кільцевих зв'язків 110 (154) кВ;
- головної схеми атомних, теплових і гідравлічних електростанцій; в) третій рівень - служби РЗА енергокомпаній, мережних підприємств, електростанцій, які організовують експлуатацію пристроїв
РЗА розподільчих мереж, атомних, теплових, гідравлічних, вітрових електростанцій і блок-станцій.
Основні функції, розподіл обов'язків, організація взаємодії і
функціональні взаємини служб РЗА всіх рівнів регламентуються положеннями про служби РЗА цих рівнів, які повинні бути розроблені на підставі типових положень і погоджені службами РЗА вищого рівня.
5.1.1.10 На кожному енергооб'єкті, відповідно до положення про структурні підрозділи, затвердженого керівником енергооб'єкта, повинні бути розподілені границі і функції між структурними підрозділами (цехами, дільницями, лабораторіями, службами) з
обслуговування устатковання, будівель, споруд і комунікацій.
5.1.1.11 Загальне оперативно-технологічне керування енергооб'єктом здійснюється начальником зміни, оперативне
обслуговування устатковання - черговим персоналом цехів, служб,
лабораторій.
Розділ 2, Підрозділ 1, Глава 2
Завдання
5.1.2.1 Мінпаливенерго України, НКРЕ для надійного функціонування
ОЕС України і її ланок забезпечують розроблення і реалізацію програм розвитку і надійного функціонування енергетичної галузі, здійснюючи контроль за цільовим використанням коштів, закладених у тарифи на електроенергію для забезпечення надійної експлуатації енергетичного
устатковання і розвитку галузі, і сприяючи впровадженню механізмів стимулювання енергокомпаній і енергооб'єктів щодо реновації
устатковання і проведенню планово-попереджувальних ремонтів в обсягах і з періодичністю, що забезпечують нормальне функціонування
устатковання.
Мінпаливенерго України організовує розроблення нормативно-правових актів, визначає необхідність перегляду, внесення змін до чинних, забезпечує оперативне розроблення інформаційних
листів і рішень. З метою недопущення розвалу (особливої системної аварії) ОЕС України визначає організації з розроблення критеріїв і меж надійної і безпечної експлуатації устатковання, умов стійкості
ОЕС і її елементів, організовуючи контроль за їх виконанням.
Затверджує перелік вимог до елементів ОЕС України щодо можливості забезпечення власних потреб (ВП) енергооб'єктів на випадок їх повного знеструмлення (у разі особливої системної аварії), у тому числі створення незнижуваного запасу твердого (рідкого) палива на ТЕС і ТЕЦ для запобігання розморожування в зимовий період.
Одним з основних завдань НКРЕ є участь у формуванні та забезпеченні реалізації єдиної державної політики щодо розвитку і
функціонування оптового ринку електроенергії, ринків газу, нафти та нафтопродуктів.
5.1.2.2 Керівництво енергокомпаній, енергооб'єкти яких входять в
ОЕС України, незалежно від їхньої відомчої належності і форм власності, повинно забезпечити: а) генерування відповідно до диспетчерського графіка, передачу і постачання споживачам електричної і теплової енергієї нормативної якості з дотриманням критеріїв надійної, безпечної і стабільної роботи ОЕС України, у тому числі у разі її паралельної роботи з енергетичними системами інших держав; б) дотримання договірних зобов'язань енергопостачання споживачів; в) ефективну роботу енергооб'єктів шляхом підвищення продуктивності і культури праці, зниження собівартості електричної і теплової енергії, ефективнішого використання установленої потужності
устатковання, здійснення заходів з підвищення ефективності паливовикористання, використання вторинних енергоресурсів із застосуванням енергоощадних і безвідходних технологій;
г) надійну, безпечну і безаварійну експлуатацію устатковання, будівель, споруд, ліній електропередавання, систем контролю, засобів диспетчерського і технологічного керування; д) відновлення основних виробничих фондів енергооб'єктів шляхом технічного переоснащення, модернізації устатковання, проведення ремонтно-відновних робіт; е) впровадження й освоєння нової техніки, технології експлуатації і ремонту, ефективних і безпечних методів енерговиробництва;
ж) використання суворо за призначенням задекларованих перед
Державним підприємством "Енергоринок" і отриманих від продажу електроенергії коштів для реалізації заходів, зазначених у переліченнях д) і е);
и) підготовку кадрів високої кваліфікації; к) диспетчерське (оперативно-технологічне) управління енерговиробництвом, а також прохідними (транзитними) підстанціями,
що не знаходяться на балансі енергокомпаній, але пов'язані з електромережами енергокомпаній;
л) ефективне використання електричної і теплової енергії, дотримання встановлених в енергокомпанії режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії; м) дотримання підприємствами, організаціями й установами встановлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії; н) ведення встановлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії, а також вживання заходів до підприємств, організацій, установ щодо дотримання ними встановлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії; п) використання досягнень науково-технічного прогресу з метою підвищення ефективності енерговиробництва, безпеки, а також поліпшення екологічного стану енергооб'єктів; р) дотримання вимог нормативно-правових актів і нормативних документів (НД).
5.1.2.3 Основним завданням централізованого диспетчерського
(оперативно-технологічного) керування є оперативне керування ОЕС
України з забезпеченням надійного, з дотриманням вимог енергетичної безпеки, постачання електричною енергією споживачів.
5.1.2.4 Основним завданням і обов'язками працівників ТЕС, АЕС,
ГЕС, ВЕС, ДТ, електричних і теплових мереж, за належністю, є:
- виробництво, передача і постачання електричної і теплової енергії споживачам;
- підтримання устатковання і споруд у стані експлуатаційної роботоздатності і готовності;
- забезпечення максимальної надійності енерговиробництва й економічності, регламентованої енергетичними характеристиками
устатковання;
- забезпечення ефективного паливовикористання з застосуванням енергоощадних технологій;
- дотримання вимог промислової і пожежної безпеки в процесі експлуатації устатковання, будівель і споруд;
- виконання санітарно-гігієнічних вимог і вимог охорони і безпеки праці;
- дотримання вимог Закону України "Про охорону навколишнього природного середовища" та НД, що стосуються зменшення шкідливого впливу енерговиробництва на людей і навколишнє середовище;
- дотримання оперативно-диспетчерської дисципліни;
- дотримання і підвищення культури експлуатації. Крім того, для працівників експлуатуючої організації АЕС і працівників АЕС, а також працівників підприємств і організацій, які надають послуги АЕС з проектування, будівництва, монтажу, налагодження, досліджень, випробувань, діагностики, ремонту є обов'язковим дотримання меж і
умов безпечної експлуатації систем і устатковання, правил ядерної і радіаційної безпеки, норм радіаційної безпеки, культури безпеки.
5.1.2.5 Працівники суб'єктів і об'єктів енергетики в межах своїх
обов'язків повинні ясно усвідомлювати особливості і специфіку енерговиробництва, дотримуватися виробничої і технологічної дисципліни, виконувати ці Правила, інструкції з експлуатації
устатковання, будівель, споруд, а також дотримуватися технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків і загальних положень забезпечення безпеки (для АЕС).
Розділ 2, Підрозділ 2
Приймання в експлуатацію устатковання та споруд
Розділ 2, Підрозділ 2, Глава 1
Загальні положення
5.2.1.1 Повністю закінчені будівництвом ТЕС, АЕС, ГЕС, ВЕС, ДТ,
об'єкти електричних і теплових мереж, а також залежно від складності енергооб'єкта - їхні черги і пускові комплекси, повинні бути прийняті в експлуатацію згідно з чинними нормативними документами: ДБН А.3.1-3
"Управління, організація і технологія. Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення", РД 34.20.405 "Правила приемки в эксплуатацию отдельных пусковых комплексов и законченных строительством электростанций, объектов электрических и тепловых сетей" і правилами приймання в експлуатацію електричних мереж напругою від 0,38 до 110 (154) кВ. Вимоги цих НД поширюються також на приймання в експлуатацію енергооб'єктів після розширення, модернізації, технічного переоснащення.
5.2.1.2 Приймання в експлуатацію ТЕС, АЕС, ГЕС, ВЕС, їхніх черг та інших енергооб'єктів здійснюється державними приймальними комісіями або державними технічними комісіями (для енергооб'єктів недержавної форми власності) в обсязі пускового комплексу, представленого генеральним проектувальником.
Державні приймальні комісії призначаються Кабінетом Міністрів
України, Мінпаливенерго України або нижчими органами управління залежно від значення і кошторисної вартості пускового енергоб'єкта і джерел фінансування будівництва, а для ВЕС, у разі необхідності, створення комісії узгоджується з міжгалузевою координаційною радою з питань будівництва ВЕС.
Державні технічні комісії призначаються районними чи міськими виконкомами місцевих рад.
Експлуатація ТЕС, АЕС, ГЕС, ВЕС, їхніх черг, не прийнятих державними приймальними комісіями або державними технічними комісіями, забороняється.
5.2.1.3 Пусковий комплекс повинен включати в себе частину повного проектного обсягу енергооб'єкта, яка складається із сукупності споруд і об'єктів, що стосуються певних енергоустановок або енергооб'єкта в
цілому на завершальному етапі будівництва (без прив'язки до конкретних енергоустановок), і яка забезпечуватиме нормальну експлуатацію з заданими параметрами. До його складу повинно входити:
устатковання (у тому числі устатковання для можливості забезпечення власних потреб ТЕС на випадок її повного знеструмлення), споруди, будівлі (або їхні частини) основного виробничого, підсобно-виробничого, допоміжного, побутового, транспортного, ремонтного і складського призначення, засоби диспетчерсько-технологічного керування (ЗДТК), засоби зв'язку, інженерні комунікацїї, очисні споруди, упорядкована територія, пункти
харчування, медпункти.
Пусковий комплекс повинен забезпечити:
- виробництво і відпуск електричної енергії і/або тепла споживачам;
- проведення в необхідних обсягах технічного обслуговування і ремонту устатковання і систем (згідно з вимогами НД);
- нормативні санітарно-побутові умови і безпеку працівників;
- пожежну безпеку;
- радіаційний захист і безпеку персоналу (для АЕС);
- захист від забруднень навколишнього середовища;
- перепуск суден і риби через судноперепускні і рибоперепускні пристрої на ГЕС.
Пусковий комплекс розробляється і представляється генеральним проектувальником в установлені терміни, узгоджується з замовником і
генеральним підрядчиком з будівництва, а пусковий комплекс системного і міжсистемного значення узгоджується з відповідною диспетчерською службою НЕК "Укренерго" і затверджується в установленому порядку.
5.2.1.4 Під час монтажу устатковання, будівництва будівель і споруд повинні бути проведені проміжні приймання вузлів устатковання і споруд, у тому числі прихованих робіт.
5.2.1.5 Перед прийманням в експлуатацію енергооб'єкта (пускового комплексу) повинні бути проведені:
- індивідуальні випробування устатковання і функціональні випробування окремих систем;
- пробний пуск основного і допоміжного устатковання;
- комплексне опробування устатковання.
5.2.1.6 Індивідуальні випробування устатковання і функціональні випробування окремих систем виконує генеральний підрядчик з будівництва із залученням пуско-налагоджувальних організацій і персоналу замовника. Комплексне опробування устатковання і окремих систем виконує замовник із залученням пусконалагоджувальних
організацій і персоналу генерального підрядчика після закінчення усіх будівельних і монтажних робіт на даному вузлі.
Перед індивідуальними і функціональними випробуваннями повинно бути перевірене виконання: вимог і положень даних Правил, Державних будівельних норм, стандартів, норм технологічного проектування, правил державного регулювання і нагляду, правил улаштування електроустановок, правил охорони праці і промислової санітарії, правил і норм з радіаційної безпеки (для АЕС), правил вибухо- і пожежобезпеки, вказівок заводів-виробників, інструкцій з монтажу
устатковання тощо.
Початком пуско-налагоджувальних робіт на електротехнічному
устаткованні, засобах автоматизації і вимірювань та відображення інформації потрібно вважати початок робіт з налагодження, випробувань і післямонтажної перевірки пристроїв, систем і вузлів устатковання.
Перед початком проведення пуско-налагоджувальних робіт (до приймання напруги в системи енергопостачання устатковання) установлюється експлуатаційний режим і обслуговування оперативним експлуатаційним персоналом.
5.2.1.7 Дефекти і недоробки, допущені під час будівництва і монтажу, а також дефекти устатковання, виявлені в процесі індивідуальних і функціональних випробувань, повинні бути усунені будівельними, монтажними організаціями і заводами-виробниками до початку комплексного опробування.
5.2.1.8 Пробні пуски енергетичного устатковання до комплексного
опробування повинні бути проведені генеральним підрядчиком під безпосереднім контролем замовника.
Під час пробного пуску повинна бути:
- перевірена роботоздатність устатковання і технологічних схем, безпека їхньої експлуатації;
- перевірені і настроєні всі системи контролю і керування, у тому
числі автоматичні регулятори, які не потребують режимного налагодження, захисти і блокування, пристрої сигналізації і засоби вимірювальної техніки (ЗВТ);
- перевірена готовність устатковання до комплексного опробування.
Перед пробним пуском повинні бути підготовлені умови для надійної і безпечної експлуатації енергооб'єкта:
- укомплектований, навчений (з перевіркою знань) експлуатаційний і ремонтний персонал, розроблені експлуатаційні інструкції та
оперативні схеми, технічна документація з обліку і звітності;
- підготовлені запаси палива, води, матеріалів, інструментів і запасних частин;
- введені в дію ЗДТК з лініями зв'язку, системи пожежної сигналізації і пожежогасіння, аварійного освітлення, вентиляції і кондиціювання;
- змонтовані і налагоджені системи контролю і керування;
- випробувані передбачені проектом очисні споруди, включаючи
очищення димових газів;
- перевірене устатковання для можливості забезпечення власних потреб ТЕС на випадок її повного знеструмлення;
- отриманий дозвіл на експлуатацію енергооб'єкта від контролюючих і наглядових органів.
5.2.1.9 Комплексне опробування устатковання (пускового комплексу)
ТЕС, ГЕС, ВЕС, ДТ повинен проводити замовник із залученням представників будівельних, монтажних і налагоджувальних організацій.
Під час комплексного опробування повинна бути перевірена сумісна робота основних агрегатів і всього допоміжного устатковання під навантаженням.
Початком комплексного опробування енергоустановки вважається момент включення її в мережу або під навантаження.
Забороняється комплексне опробування за схемами, не передбаченими проектом, а також без передбачених проектом очисних споруд, в тому
числі очищення димових газів.
Під час комплексного опробування повинні бути включені у повному
обсязі передбачені проектом ЗВТ, блоківки, пристрої сигналізації і дистанційного керування, захисти й автоматичні регулятори, які не потребують режимного налагодження.
5.2.1.10 Комплексне опробування устатковання ТЕС, ГЕС, ВЕС, ДТ вважається проведеним за умови нормальної і неперервної роботи
основного устатковання протягом 72 год на основному паливі з номінальним навантаженням і проектними параметрами пари для ТЕС і ДТ; проектною температурою продуктів згоряння - для газотурбінних
установок (ГТУ); проектними напором і витратою води для ГЕС;
швидкістю вітру для ВЕС і одночасної або почергової роботи всього допоміжного устатковання, яке входить у пусковий комплекс.
В електричних мережах комплексне опробування вважається проведеним за умови нормальної і безперервної роботи під навантаженням устатковання підстанцій протягом 72 год, а ліній електропередавання - протягом 24 год.
У теплових мережах комплексне опробування вважається проведеним за умови нормальної та безперервної роботи устатковання під навантаженням протягом 24 год з номінальним тиском, передбаченим проектом.
Для турбін, оснащених системою автоматичного пуску і зупину,
обов'язковою умовою комплексного опробування, крім цього, є успішне проведення автоматичних пусків і зупинів:
- для ТЕС, АЕС, ГЕС - не менше трьох;
- для ГТУ - не менше десяти;
- для ВЕС - не менше п'яти.
Для ВЕС також повинна бути перевірена система керування вітровими електроустановками (ВЕУ) і захисту від підвищення частоти обертання у випадку відключення ВЕУ від мережі, а також у разі зникнення напруги
живлення ВП.
5.2.1.11 Якщо комплексне опробування не може бути проведене на
основному паливі з номінальним навантаженням і проектними параметрами пари для ТЕС і ДТ; проектною температурою продуктів згорання для ГТУ; проектними напорі і витраті води для ГЕС; швидкістю вітру для ВЕС, або якщо навантаження для підстанції і ліній електропередавання чи параметри теплоносія для теплових мереж не можуть бути досягнуті
через будь-які причини, не пов'язані з невиконанням робіт, передбачених пусковим комплексом, - рішення провести комплексне
опробування на резервному паливі, а також параметри! навантаження встановлюються державною приймальною комісією або комісією, призначеною керівником енергоб'єкта, і обумовлюються в акті приймання в експлуатацію пускового комплексу.
5.2.1.12 Для підготовки енергооб'єкта (пускового комплексу) державної власності до представлення державній приймальній комісії замовником повинна бути призначена робоча комісія, яка приймає за актом устатковання після проведення його індивідуальних опробувань і пробного пуску основного і допоміжного устатковання (енергоблока) для комплексного опробування. Від моменту підписання цього акта замовник несе відповідальність за збереження устатковання. Робоча комісія повинна прийняти за актом устатковання після комплексного опробування і усунення виявлених дефектів і недоробок, а також скласти акт про
готовність закінчених будівництвом будівель і споруд для пред'явлення його державній приймальній комісії.
У випадку необхідності робочими комісіями повинні бути створені спеціалізовані підкомісії (будівельна, котельна, турбінна,
гідротехнічна, з очисних споруд, електротехнічна, із систем контролю і керування та інші).
Підкомісії повинні скласти письмові висновки про стан відповідних
їхньому профілю частин енергооб'єкта і готовність їх до комплексного
опробування устатковання і приймання в експлуатацію, який повинен бути затверджений робочою комісією.
5.2.1.13 Під час приймання устатковання, будівель і споруд
генеральна підрядна будівельна організація повинна представити робочій комісії документацію в обсязі, передбаченому чинними
Державними будівельними нормами і галузевими правилами приймання, в тому числі паспорти на будівлі і споруди, заміри осідань і нахилів будівель, споруд і устатковання на період будівництва, виконавчий
генплан будівельного майданчика і заміри (рівні температури і
хіманаліз) ґрунтових вод на період будівництва.
5.2.1.14 Контроль за усуненням дефектів і недоробок, виявлених робочою комісією, повинен здійснювати замовник, який приймає енергооб'єкт від підрядчика.
5.2.1.15 Приймання в експлуатацію устатковання, будівель і споруд з дефектами і недоробками забороняється.
Після комплексного опробування і усунення виявлених дефектів і недоробок державна приймальна комісія повинна оформити акт приймання в експлуатацію устатковання з будівлями і спорудами, що належать до нього. Державна приймальна комісія встановлює тривалість періоду
освоєння серійного устатковання, під час якого повинні бути закінчені необхідні випробування, налагоджувальні і доводочні роботи та забезпечена експлуатація устатковання з проектними показниками. Тривалість періоду освоєння не повинна перевищувати терміну, вказаного в
чинних нормах тривалості освоєння проектних потужностей. Для головних зразків устатковання термін освоєння встановлюється Мінпаливенерго
України згідно з координаційним планом робіт на доведення, налагодження і освоєння цього устатковання.
5.2.1.16 Замовник повинен представити державній приймальній комісії документацію, підготовлену робочою комісією в обсязі, передбаченому чинними Державними будівельними нормами і галузевими правилами.
Усі документи повинні бути занесені в загальний каталог, а в
окремих папках з документами повинні бути завірені описи цих документів. Документи повинні зберігатися в технічному архіві замовника разом з документами, складеними державною приймальною комісією.
5.2.1.17 Закінчені будівництвом окремі будівлі, споруди та електротехнічні пристрої, вбудовані або прибудовані приміщення виробничого, підсобно-виробничого і допоміжного призначення із змонтованим в них устаткованням, засобами керування і зв'язку, які входять до складу енергооб'єкта, приймаються в експлуатацію робочими комісіями в міру їхньої готовності до приймання пускового комплексу для представлення їх державній приймальній комісії.
5.2.1.18 Пілотні ВЕС приймаються в дослідну експлуатацію державною приймальною комісією, якщо вони пройшли приймальні випробування і готові до проведення експлуатаційних випробувань для визначення їхніх фактичних техніко-економічних показників.
Дослідні (експериментальні), дослідно-промислові енерготехно-логічні установки підлягають прийманню в експлуатацію державною приймальною комісією, якщо вони підготовлені до проведення дослідів або випуску продукції, передбаченої проектом.
5.2.1.19 Підводна частина всіх гідротехнічних споруд (з закладними деталями, трубопроводами, контрольно-вимірювальною апаратурою і устаткованням), а також судноперепускних і рибоперепускних пристроїв повинна бути виконана в обсязі пускового комплексу і прийнята робочою комісією до їхнього затоплення.
Остаточне їх приймання в повному проектному обсязі повинно бути здійснене під час приймання в експлуатацію енергооб'єкта в цілому.
Дозвіл на затоплення котловану і перекриття русла річок (для ГЕС) дає державна приймальна комісія або комісія, спеціально призначена
Мінпаливенерго України.
5.2.1.20 Приймання гідротехнічних споруд ТЕС і АЕС повинно проводитись згідно з вимогами правил приймання в експлуатацію ГЕС.
5.2.1.21 Датою введення енергооб'єкта в експлуатацію вважається дата підписання акта державною приймальною комісією.
Розділ 2, Підрозділ 2, Глава 2
Приймання в експлуатацію АЕС (енергоблока АЕС)
5.2.2.1 Нові і розширювані АЕС, їхні окремі черги, пускові комплекси та енергоблоки приймаються в експлуатацію в порядку, встановленому чинними НД, в тому числі - "Правилами (временными) приемки в эксплуатацию законченных строительством энергоблоков атомных станций", затвердженими Держкоматомом 20 липня 1994 р.№ 192.
5.2.2.2 Пусковий комплекс АЕС повинен включати в себе сукупність
устатковання і споруд згідно з вимогами, наведеними в п.5.2.1.3, включати додаткові об'єкти і вимоги, пов'язані зі специфікою експлуатації АЕС і забезпеченням ядерної і радіаційної безпеки відповідно до чинних в атомній енергетиці НД:
- системи ядерної і радіаційної безпеки;
- радіаційну безпеку персоналу і населення;
- сховища радіоактивних відходів (РАВ);
- учбово-тренувальні пункти (УТП) або учбово-тренувальні центри
(УТЦ).
5.2.2.3 Пусковий комплекс АЕС повинен задовольняти основні вимоги, наведені в п.5.2.1.3 і додаткові вимоги, пов'язані із забезпеченням радіаційної безпеки згідно з чинними НД.
5.2.2.4 Енергоблоки АЕС приймаються в експлуатацію державною приймальною комісією у два етапи: в дослідно-промислову експлуатацію і промислову експлуатацію.
Приймання в дослідно-промислову експлуатацію проводиться за умови стійкої роботи енергоблока протягом 72 год на рівні теплової потужності не меншої ніж 50 % номінальної. Дослідно-промислова експлуатація здійснюється протягом часу, необхідного для освоєння проектної потужності і проведення в повному обсязі випробувань за програмою енергетичного пуску.
Приймання в промислову експлуатацію проводиться після завершення дослідно-промислової експлуатації і проведення комплексного
опробування на номінальній потужності.
5.2.2.5 Загальне керівництво, контроль і координацію робіт з
уведення енергоблока АЕС (пускового комплексу) в експлуатацію здійснює експлуатуюча організація АЕС із залученням відповідних проектних, конструкторських і наукових організацій.
5.2.2.6 Дотримання вимог безпеки під час введення енергоблока АЕС
(пускового комплексу) в експлуатацію забезпечує адміністрація АЕС.
5.2.2.7 Експлуатуюча організація з метою безпечного та якісного виконання робіт з введення енергоблока АЕС (пускового комплексу) в експлуатацію повинна розробити і затвердити "Програму введення енергоблока АЕС в експлуатацію" і "Програму забезпечення якості робіт під час введення енергоблока АЕС в експлуатацію", узгоджені з
органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.
Ці програми повинні містити вимоги щодо повноти і послідовності випробувань устатковання, систем і енергоблока в цілому, комплексу
організаційних і технічних заходів, пов'язаних з введенням енергоблока (пускового комплексу) в експлуатацію, згідгно з вимогами правил і норм ядерної та радіаційної безпеки, проектно-конструкторської документації.
5.2.2.8 Організації та підприємства для виконання робіт з введення енергоблока (пускового комплексу) АЕС в експлуатацію повинні мати дозвіл на право ведення робіт в атомній енергетиці, отриманий в
установленому порядку.
5.2.2.9 Перед прийманням в промислову експлуатацію енергоблока
(пускового комплексу) АЕС в порядку, встановленому правилами та нормами, згідно з "Програмою введення енергоблока АЕС в експлуатацію", повинні бути проведені:
- передпускові налагоджувальні роботи, які починаються з прийняття напруги в системі енергопостачання енергоблока АЕС за проектною схемою і закінчуються готовністю енергоблока АЕС до фізичного пуску;
- фізичний пуск, який починається із завантаження ядерного палива
(ЯП) в ядерний реактор (ЯР) і закінчується експериментами за програмою фізичного пуску;
- енергетичний пуск, що включає дослідну експлуатацію, передбачає комплексне опробування і приймання в промислову експлуатацію, тобто поетапне збільшення потужності енергоблока з проведенням необхідних випробувань устатковання і систем для підтвердження проектних параметрів.
Кількість і зміст етапів (підетапів) повинні бути обґрунтовані в проекті. Для кожного етапу повинна бути розроблена і затверджена в
установленому порядку програма.
5.2.2.10 Для оперативного й науково-технічного керування пуском енергоблока на період з початку проведення пуско-налагоджувальних робіт до закінчення випробувань на етапі освоєння номінальної потужності створюється група керування пуском під загальним керівництвом технічного керівника АЕС, до складу якої входять представники підприємств і організацій, що виконують пуско-налагоджувальні роботи, науково-технічний та авторський нагляд.
5.2.2.11 У процесі виконання робіт з уведення енергоблока АЕС
(пускового комплексу) в експлуатацію повинні бути підтверджені з документальним оформленням проектні характеристики устатковання і систем, а також уточнені технологічні обмеження, границі і умови безпечної експлуатації.
5.2.2.12 Випробування устатковання і систем енергоблока АЕС повинні проводитись за проектними схемами після закінчення усіх будівельних і монтажних робіт на даному вузлі.
5.2.2.13 Дефекти і недоробки, допущені під час будівництва і монтажу, а також дефекти устатковання, виявлені в процесі передпускових налагоджувальних робіт, фізичного і енергетичного пусків енергоблока АЕС, повинні бути усунені будівельними, монтажними
організаціями та заводами-виробниками до початку наступного етапу.
Якщо виявлені дефекти (недоробки) призводять до порушень вимог
чинних НД щодо безпеки в атомній енергетиці, то устатковання, системи
чи енергоблок АЕС повинні бути переведені у безпечний стан до усунення виявлених дефектів і недоробок.
5.2.2.14 Приймання устатковання і систем для проведення передпускових налагоджувальних робіт, фізичного і енергетичного пусків енергоблока, включаючи комплексне опробування і приймання енергоблока (пускового комплексу) АЕС в експлуатацію, проводяться робочими комісіями, які призначаються в установленому порядку.
У разі необхідності робочі комісії можуть утворювати спеціалізовані підкомісії (будівельну, реакторну, турбінну,
гідротехнічну, електричну, із систем контролю та управління тощо).
Підкомісії повинні зробити висновки про стан відповідних їхньому профілю частин енергооб'єкта і готовність їх до передпускових налагоджувальних робіт, фізичного і енергетичного пусків, а також комплексного опробування і приймання в експлуатацію енергоблока АЕС
(пускового комплексу), які повинні бути затверджені робочою комісією.
5.2.2.15 Рішення про проведення передпускових налагоджувальних робіт, фізичного і енергетичного пусків, включаючи комплексне
опробування, приймання енергоблока АЕС (пускового комплексу) в експлуатацію приймає державна приймальна комісія, на підставі актів робочих комісій, за наявності дозволу органів державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.
Роботи на кожному етапі (підетапі) введення енергоблока
(пускового комплексу) в експлуатацію повинні починатись за умови повної готовності будівель, споруд (приміщень), устатковання і систем енергоблока до конкретного етапу (підетапу), успішного виконання усіх робіт попереднього етапу (підетапу). Завершення робіт кожного етапу
(підетапу) повинно супроводжуватись аналізом результатів випробувань, проведених на даному етапі (підетапі) з оформленням актів робочими комісіями.
5.2.2.16 Для забезпечення надійної і безпечної експлуатації енергоблока АЕС (пускового комплексу) перед фізичним пуском повинно бути:
- укомплектовано і навчено (з перевіркою знань) оперативний і ремонтний персонал (персонал, який безпосередньо здійснює керування
РУ, повинен мати ліцензію на здійснення цієї діяльності);
- розроблено експлуатаційні інструкції, оперативні і/або виконавчі схеми, технічну документацію з обліку і звітності;
- підготовлено запаси палива, матеріалів, запасні частини, засоби технічного обслуговування і ремонту устатковання і систем;
- введено в дію ЗДТК з лініями зв'язку, системи пожежної сигналізації і пожежогасіння, радіаційного контролю, керування, захистів, вентиляції тощо;
- підготовлено пристрої перероблення і зберігання РАВ;
- отримано всі дозволи на поетапне проведення пуско-налагоджувальних робіт від органів державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки України;
- перевірено готовність системи радіаційного контролю;
- підготовлено систему і засоби оповіщення на випадок радіаційної аварії.
Під час енергетичного пуску енергоблока повинні бути перевірені: роботоздатність устатковання (установок) і технологічних схем; безпека їхньої експлуатації; при проектних параметрах перевірені і настроєні усі системи контролю і керування, в тому числі автоматичні регулятори; пристрої захисту і блоківки, пристрої сигналізації і ЗВТ.
5.2.2.17 Комплексне опробування енергоблока (пускового комплексу)
АЕС повинно виконуватись експлуатуючою організацією АЕС при
оперативному управлінні персоналом АЕС. Комплексне опробування за непроектними схемами забороняється. Під час комплексного опробування повинні бути включені передбачені проектом ЗВТ, блоківки, пристрої сигналізації і дистанційного керування, захисти, автоматичні регулятори, автоматизовані системи керування технологічними процесами
(АСК ТП). Під час комплексного опробування повинна бути перевірена сумісна робота систем основного і допоміжного устатковання під навантаженням.
Комплексне опробування енергоблока (пускового комплексу) вважається проведеним успішно за умови нормальної та неперервної роботи основного устатковання протягом 15 діб з постійною або почерговою роботою всього допоміжного устатковання за проектною схемою на номінальній або близькій до неї потужності енергоблока в базовому режимі.
5.2.2.18 Після комплексного опробування і усунення виявлених дефектів державна приймальна комісія проводить приймання устатковання з будівлями і спорудами, що до нього належать, з оформленням відповідного акту. Державною приймальною комісією установлюється тривалість періоду освоєння устатковання, під час якого повинні бути закінчені необхідні випробування, налагоджувальні і доводочні роботи і забезпечена експлуатація устатковання з проектними показниками.
Тривалість періоду освоєння не повинна перевищувати терміни, вказані в чинних НД. Для головних зразків устатковання термін освоєння встановлюється згідно з планом робіт з доведення, налагодження і
освоєння цього устатковання.
5.2.2.19 Під час приймання устатковання, будівель і споруд замовник представляє державній приймальній комісії документацію в
обсязі, передбаченому Державними будівельними нормами та іншими НД.
5.2.2.20 Приймання енергоблока АЕС (пускового комплексу) в промислову експлуатацію державною приймальною комісією повинно проводитись тільки після дослідно-промислової експлуатації і завершення в повному обсязі необхідних випробувань, результати яких підтверджують, що устатковання і системи виконані і функціонують відповідно до вимог проекту, а також після проведення комплексного
опробування енергоблока АЕС (пускового комплексу) на номінальній потужності в базовому режимі.
5.2.2.21 Промислова експлуатація енергоблока АЕС (пускового комплексу) допускається тільки за наявності дозволу органів державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки, оформленого в
установленому порядку.
Розділ 2, Підрозділ 3
Персонал
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 1
Загальні положення
5.3.1.1 Персонал енергооб'єкта - це усі працівники підприємства,
організації або установи енергетики, які забезпечують процеси, пов'язані з виробництвом, передачею і постачанням електричної та теплової енергії, а також забезпечують нормальні умови функціонування енергооб'єкта і обслуговують його колектив.
Персонал енергооб'єкта складається з таких категорій працівників: керівники, спеціалісти, службовці і робітники.
Залежно від виду діяльності персонал поділяється на виробничий і невиробничий.
Персонал, який забезпечує виробничі процеси (монтаж, експлуатацію, налагодження тощо), є виробничим персоналом і поділяється на оперативний, оперативно-виробничий і адміністративно-технічний персонал.
Персонал, який забезпечує нормальні умови функціонування енергооб'єкта і обслуговує його колектив, є невиробничим персоналом.
5.3.1.2 Згідно з чинним законодавством України, одним із принципів державної політики в електроенергетиці, в тому числі пов'язаної з використанням ядерної енергії, є забезпечення енергооб'єктів персоналом відповідної кваліфікації. Законодавством встановлено розподіл прав, обов'язків і відповідальності органів державної влади, енергооб'єктів і персоналу щодо реалізації цього принципу.
5.3.1.3 Реалізацію державної політики з комплектації енергооб'єктів кваліфікованим персоналом забезпечує Мінпаливенерго
України шляхом створення, планування і координації функціонування системи підготовки персоналу. Для цього міністерство:
- визначає перспективи і напрямки розвитку системи підготовки персоналу у спеціалізованих учбових закладах і на енергооб'єктах, що належать до сфери його управління;
- прогнозує обсяги підготовки, перепідготовки і підвищення кваліфікації персоналу на енергооб'єктах, що знаходяться у сфері його
управління;
- розробляє у встановленому порядку кваліфікаційні
характеристики, галузеві стандарти компетентності, типові учбові плани і типові програми професійного навчання персоналу;
- здійснює науково-методичне та інформаційне забезпечення системи підготовки персоналу, впровадження нових технологій і передового досвіду, досягнень науки і техніки;
- сприяє забезпеченню необхідного рівня кваліфікації персоналу
галузі згідно з вимогами виробництва, підвищенню його ефективності та якості;
- здійснює контроль за організацією загальної і спеціальної підготовки персоналу, перевірки його знань.
5.3.1.4 На енергооб'єктах, незалежно від їхньої відомчої належності і форм власності, повинні забезпечуватися комплектування робочих місць висококваліфікованими кадрами, постійно підтримуватися і підвищуватися кваліфікація персоналу та проводитися перевірка знань.
Для цього керівники енергооб'єктів:
- визначають потреби у спеціальній підготовці, перепідготовці і підвищенні кваліфікації персоналу у професійно-кваліфікаційному напрямку;
- створюють учбово-виробничу базу, здійснюють її матеріально-технічне забезпечення і підбір педагогічних працівників,
організовують учбовий процес;
- розробляють на основі типових робочі навчальні плани і програми професійного навчання персоналу, які відповідають вимогам конкретного виробництва, а також забезпечують їх виконання;
- згідно з вимогами НД здійснюють навчання персоналу, постійно
удосконалюють його знання, уміння і навички, створюють комісії і
організовують перевірку знань;
- забезпечують умови для закріплення персоналу на енергооб'єкті, його професійного росту, стабільної, надійної та ефективної роботи;
- здійснюють інші, передбачені законодавством функції.
5.3.1.5 Підбір персоналу та забезпечення необхідного рівня його кваліфікації для дій в умовах нормальної експлуатації і порушень нормальної експлуатації, включаючи аварійні ситуації і аварії, створення атмосфери, у якій безпека розглядається як пріоритетна,
життєво важлива справа і предмет особистої відповідальності всього персоналу, є обов'язковими умовами безпечної експлуатації енергооб'єктів і енергетичної безпеки в цілому.
На всіх підприємствах, що здійснюють діяльність в енергетиці, повинна формуватися культура безпеки шляхом:
- проведення необхідного добору, навчання і підготовки персоналу в кожній сфері діяльності, що впливає на безпеку експлуатації;
- встановлення і суворого дотримання дисципліни, з чітким розподілом персональної відповідальності керівників і виконавців;
- розроблення і дотримання інструкцій і періодичне оновлення їх з
урахуванням нагромадженого досвіду.
5.3.1.6 Персонал енергооб'єктів зобов'язаний знати вимоги посадових інструкцій та інших НД щодо обсягу знань та вмінь за посадою, професією, роботою, проходити спеціальну підготовку, перепідготовку щодо підтримання і підвищення кваліфікації, перевірку знань (атестацію), а для окремих видів діяльності - і ліцензування.
Допуск до роботи працівників, які забезпечують виробничі процеси в електроенергетиці, але не пройшли спеціальної підготовки і перевірки знань, а для окремих посад і ліцензування, забороняється.
Переліки таких спеціальностей і посад затверджуються Кабінетом
Міністрів України або уповноваженим ним органом.
Персонал енергооб'єктів повинен знати про характер і міру впливу
їхньої діяльності на безпеку експлуатації енергооб'єкта і енергетичну безпеку в цілому. Він повинен повністю усвідомлювати ті наслідки, до яких може призвести недотримання або не чітке виконання інструкцій, норм і правил технічної експлуатації, ядерної та радіаційної безпеки.
5.3.1.7 Функції державного регулювання і нагляду у сфері роботи з персоналом поширюються на такі види діяльності:
- підготовка персоналу для експлуатації енергетичних установок, перелік посад яких визначає Кабінет Міністрів України;
- виконання окремих видів діяльності персоналом та посадовими
особами, перелік яких визначає Кабінет Міністрів України. У цьому разі видаються такі види дозволів:
- ліцензії на підготовку персоналу з визначених посад для експлуатації ядерної установки;
- ліцензії персоналу та посадовим особам на право самостійного виконання окремих видів діяльності.
Вимоги до кваліфікації персоналу, що ліцензується і умови, за яких може бути видана ліцензія на підготовку персоналу, встановлюються органами державного регулювання і нагляду.
5.3.1.8 Ці Правила встановлюють вимоги, до різних категорій працівників під час приймання і допуску до самостійної роботи, а також до обсягу і форм ведення роботи з ними у процесі трудової діяльності, виходячи з вимог законодавства та забезпечення необхідного рівня технічної експлуатації устатковання енергооб'єктів.
5.3.1.9 Вимоги до роботи з персоналом (у тому числі до
організації навчання, перевірки знань, інструктажу і ліцензування), який допускається до виконання робіт на об'єктах, підконтрольних відповідним органам державного регулювання і нагляду (Державний комітет ядерного регулювання, Держнаглядохоронпраці, Міністерство
освіти і науки, Міністерство внутрішніх справ, Міністерство охорони здоров'я тощо), встановлюються НД цих органів або НД Мінпаливенерго
України і у Правилах не розглядаються. Основні з них такі: а) види і організація професійного навчання кадрів на енергооб'єктах повинні відповідати "Положенню про професійне навчання кадрів на виробництві" (наказ Міністерства праці та соціальної політики, Міністерства освіти і науки від 26 березня 2001 р. №
127/151, державна реєстрація 6 квітня 2001 за № 315/5506); б) порядок і типові програми підготовки працівників на посади, що передбачені Постановою Кабінету Міністрів України від 8 листопада
2000 р. № 1683 "Про затвердження переліків посад та спеціальностей персоналу для експлуатації ядерних установок, підготовка яких підлягає ліцензуванню, і посад персоналу, який безпосередньо здійснює
управління реакторною установкою атомної електростанції", повинні бути узгоджені з органом державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки; в) організація ліцензування персоналу повинна здійснюватись відповідно до НД 306.203 "Положення про ліцензування персоналу АЕС
України";
г) порядок, види навчання та інструктажів, а також форми і терміни перевірки знань з питань охорони праці визначені ДНАОП
0.00-4.12 "Типове положення про навчання з питань охорони праці"; д) порядок допуску персоналу до роботи в електроустановках визначений ДНАОП 1.1.10-1.01 "Правила безпечної експлуатації електроустановок"; е) порядок і види навчання, а також форми і терміни перевірки знань з питань пожежної безпеки визначені НАПБ Б.02.005 "Типовое положение о специальном обучении, инструктаже и проверке знаний по вопросам пожарной безопасности на предприятиях, в учреждениях и
организациях Украины".
5.3.1.10 На підставі Правил і НД органів державного регулювання і нагляду повинні бути складені галузеві положення про роботу з персоналом, що враховують особливості кожної підгалузі енергетики
(теплової, атомної тощо).
5.3.1.11 На підставі галузевих положень, на кожному енергооб'єкті повинен бути складений "План заходів для роботи з персоналом", затверджений керівником цього енергооб'єкта. Цей план повинен враховувати виробничі особливості енергооб'єкта і кожного робочого місця, їхні характеристики з погляду забезпечення експлуатації
устатковання, охорони праці, ядерної, радіаційної і пожежної безпеки.
У плані повинні конкретизуватися обсяг і порядок роботи з персоналом, вказані підрозділи і посадові особи, відповідальні за проведення усіх зазначених нижче видів робіт з персоналом.
У плані повинен бути наведений також перелік посад і професій працівників енергооб'єкта та вказані обов'язкові форми і періодичність роботи для кожної з них, у тому числі навчання в спеціалізованих тренажерних і навчальних закладах.
У випадках, коли це передбачено чинним законодавством або НД, вказаний план повинен бути погоджений з відповідними органами державного регулювання і нагляду.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 2
Організація роботи з персоналом
5.3.2.1 На енергооб'єктах повинна проводитися постійна робота з персоналом, спрямована на поліпшення його професійного складу, тобто сукупність заходів із добору персоналу, його навчання, інструктажу, перевірки знань, ліцензування, відновлення і підвищення кваліфікації,
формування і підтримання в нього кваліфікаційного рівня, культури безпеки, працездатності і мотивації до постійної готовності виконувати свої фахові функції.
Робота з персоналом повинна мати неперервний, багаторівневий і системний характер, проводитись протягом всієї трудової діяльності з метою поступового розширення і поглиблення знань, вміння і навичок,
формування високого професіоналізму. При цьому одним з основних принципів цієї роботи повинен бути постійний контроль за рівнем кваліфікації кожного працівника, планування і проведення роботи з ним, виходячи з цього рівня.
Досягненню поставленої мети повинна сприяти система оплати праці працівників енергооб'єкта, а також інші фактори стимулювання.
Встановлені Правилами обов'язкові форми роботи з персоналом проводяться за рахунок власника енергооб'єкта, а затрати часу на їх проведення входять у баланс робочого часу працівника.
5.3.2.2 Робота з персоналом повинна розглядатися як така, що має вирішальне значення для забезпечення безпечної, надійної й економічної роботи енергооб'єкта, безперебійного і якісного енергопостачання споживачів згідно з договірними зобов'язаннями.
Результатом цієї роботи повинна бути постійна готовність кожного працівника до виконання своїх обов'язків і закріплення за енергооб'єктом кваліфікованого персоналу.
5.3.2.3 Робота з персоналом є одним з основних напрямків діяльності керівників енергооб'єкта і структурних підрозділів, котрі зобов'язані її організовувати, регулярно проводити і систематично контролювати згідно з Правилами та іншими НД.
Відповідальність за стан роботи з персоналом на енергооб'єкті несе керівник цього енергооб'єкта. Він повинен формувати стратегію роботи з персоналом, організувати і контролювати її реалізацію, створити і постійно розвивати учбово-тренувальну базу, забезпечити
умови стимулювання підвищення кваліфікації і закріплення персоналу.
Безпосереднє керівництво роботою з персоналом, процесом підготовки, підтримання і підвищення кваліфікації персоналу повинен здійснювати технічний керівник енергооб'єкта. Він відповідає за розроблення і реалізацію організаційних і технічних заходів щодо роботи з персоналом.
Персональна відповідальність інших посадових осіб за роботу з персоналом визначається їхніми посадовими інструкціями і розпорядчими документами керівництва енергооб'єкта.
Енергооб'єкти та інші організації електроенергетики повинні проводити роботу з залучення і фахової орієнтації молоді та інших соціально-демографічних груп населення для роботи в галузі.
Рівень організації та ефективність роботи з персоналом на енергооб'єктах повинні систематично оцінюватися вищими організаціями
(енергокомпаніями, Мінпаливенерго України) і розроблятися заходи щодо
її поліпшення.
5.3.2.4 Для забезпечення роботи з персоналом повинні
функціонувати:
- технічна бібліотека, укомплектована спеціальною технічною
літературою і навчальними посібниками, що містять необхідну для підготовки персоналу інформацію про експлуатоване устатковання, режими його роботи і експлуатації - на кожному енергооб'єкті;
- комп'ютерні класи, оснащені комп'ютерними навчальними системами
- на кожному енергооб'єкті;
- кабінети охорони праці і пожежної безпеки (допускається їхнє
об'єднання) - на кожному енергооб'єкті;
- повномасштабні тренажери - на кожній АЕС обов'язково, на інших енергооб'єктах - за можливістю;
- кутки охорони праці - у територіальне віддалених підрозділах енергооб'єктів або на невеликих енергооб'єктах.
До навчання персоналу повинні залучатися висококваліфіковані, досвідчені фахівці.
Крім того, підготовка і перепідготовка персоналу повинна здійснюватися в галузевих або незалежних, у тому числі приватних,
УТЦ, учбово-курсових комбінатах та інших спеціалізованих навчальних закладах. Ці заклади повинні бути укомплектовані відповідним інструкторським персоналом, оснащені нормативною, навчальною і методичною документацією, а також технічними засобами навчання і відповідно атестовані (ліцензовані).
Перелік осіб, яким належить пройти навчання у спеціалізованих
учбових закладах з урахуванням вимог НД, визначає керівник енергооб'єкта. У цьому разі підготовка і перепідготовка персоналу, який виконує роботу підвищеної небезпеки, проводиться тільки у спеціалізованих учбових закладах.
5.3.2.5 Встановлюються такі обов'язкові форми роботи з персоналом:
- фаховий добір і комплектація енергооб'єкта кадрами;
- фахова підготовка персоналу;
- спеціальна підготовка;
- підтримання і підвищення кваліфікації;
- навчання персоналу й інша робота з охорони праці і пожежної безпеки;
- перевірка знань правил, норм, стандартів, інструкцій з технічної експлуатації, охорони праці, промислової і пожежної безпеки;
- атестація і ліцензування;
- інструктажі;
- протиаварійні і протипожежні тренування;
- обходи і огляди робочих місць;
- проведення медичних оглядів;
- робота з резервом, молодими фахівцями, студентами тощо;
- колективні форми роботи.
Згідно з чинним законодавством, персонал має право на безоплатну професійну підготовку, перепідготовку, підвищення кваліфікації і
ліцензування, тому усі обов'язкові форми роботи з персоналом проводяться за рахунок власників енергооб'єктів, а витрати часу на їх проведення входять у загальний баланс робочого часу працівників.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 3
Планування роботи з персоналом
5.3.3.1 Робота з персоналом організовується і проводиться за затвердженими технічним керівником енергооб'єкта або начальником структурного підрозділу планами-графіками:
- на енергооб'єктах - багаторічними або річними;
- у структурних підрозділах енергооб'єкта - квартальними або місячними.
Плани-графіки повинні містити заходи з усіх вказаних у п.5.3.2.5
форм роботи з персоналом. Річні і квартальні плани-графіки розробляються з розбивкою по місяцях. Плани-графіки складаються і затверджуються до початку планованого часу.
5.3.3.2 Після закінчення року повинні складатися річні звіти про роботу з персоналом, які крім інформації про виконання планових і позапланових заходів повинні містити висновки і пропозиції щодо поліпшення цієї роботи в наступні періоди.
На підставі одержаних від державних енергооб' єктів річних звітів про роботу з персоналом, проводиться оцінка стану роботи з персоналом
у галузі в цілому. Результати цієї оцінки, а також висновки і заходи для поліпшення цієї роботи в наступні періоди оформляються
організаційно-розпорядчим документом Мінпаливенерго України.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 4
Добір і комплектація кадрів
5.3.4.1 У процесі прийому на роботу повинен здійснюватися добір і комплектація робочих місць і посад енергооб'єкта працівниками потрібного рівня фахової кваліфікації і стану здоров'я.
5.3.4.2 Під час укладання трудового договору проводиться співбесіда з метою визначення рівня кваліфікації, досягнутого особою, яка приймається на роботу, в процесі попередньої фахової діяльності, та її відповідності вимогам кваліфікаційної характеристики посади
(професії), на яку приймається працівник. Для цього в результаті співбесіди повинен бути встановлений рівень освіти, загальної і спеціальної професійної підготовки, а також досвіду практичної роботи. Якщо рівень кваліфікації особи, що приймається на роботу, не відповідає рівню, що вимагається, повинна бути виявлена можливість досягнення цього рівня в процесі існуючої системи підготовки, перепідготовки і підвищення кваліфікації персоналу.
У випадку приймання на роботу, включену в "Перелік робіт, де є потреба у професійному доборі" затвердженому наказом Міністерством
охорони здоров'я від 23 вересня 1994 р. № 263/121 (державна реєстрація 25 січня 1995 р. за № 18/554), особа, що приймається на роботу, повинна бути перевірена на відповідність вимогам, наведеним у
цьому документі.
Одночасно особа, яка приймається на роботу, повинна бути проінформована про обсяг знань, умінь, навичок, методів і прийомів безпечного виконання робіт, засвоєння і застосування яких є
обов'язковими умовами відповідності кваліфікаційним вимогам до посади
(професії, роботи), на яку вона приймається, а також про діючу на енергооб'єкті систему роботи з персоналом і про обов'язки працівника в рамках цієї системи.
5.3.4.3 Кваліфікаційні вимоги, в тому числі обсяг знань і умінь для кожної посади (професії), встановлюються на основі "Довідника кваліфікаційних характеристик професій працівників" (відповідного випуску) та інших НД:
- для керівників, фахівців і службовців - посадовими інструкціями, контрактом, статутом, положенням, наказом;
- для робітників - кваліфікаційними характеристиками, інструкціями з охорони праці та робочими інструкціями (за наявності), які за обсягом знань і умінь повинні відповідати чинним НД.
Оперативний персонал під час приймання на роботу, крім цього, повинен проходити психофізіологічний і фаховий добір у встановленому законодавством порядку.
5.3.4.4 Згідно з чинним законодавством, персонал енергооб'єктів, який перебуває в зоні впливу радіаційного, теплового і електромагнітного випромінювань, а також інших шкідливих і небезпечних факторів, повинен проходити спеціальне медичне обстеження за рахунок підприємств для визначення придатності їх до дорученої роботи і попередження професійних захворювань. Передбачаються такі
обов'язкові медичні обстеження (огляди): попередній - під час поступлення на роботу і періодичні - протягом трудової діяльності.
Перелік шкідливих виробничих чинників і робіт, для виконання яких проводяться попередні і періодичні медичні огляди, періодичність та порядок проведення таких оглядів установлюються Міністерством охорони здоров'я (ДНАОП 0.03-4.02 "Положення про медичний огляд працівників певних категорій").
Особи, у яких під час медичного огляду встановлено захворювання, зазначене у вказаному переліку, до роботи на даному робочому місці не допускаються.
На підставі зазначеного переліку на кожному енергооб'єкті складається і затверджується керівником "Перелік категорій (посад) персоналу, що підлягають обов'язковим медичним оглядам". Крім того,
щорічно повинен складатися персональний список працівників, яким належить пройти обов'язковий періодичний медичний огляд в поточному році. У переліку і списку повинні бути вказані шкідливі виробничі
чинники і роботи для кожної категорії (посади) персоналу і для кожного працівника.
Керівник енергооб'єкта згідно з чинним законодавством має право притягнути працівника, який ухиляється від проходження обов'язкового періодичного медичного огляду без поважної причини, до дисциплінарної відповідальності і зобов'язаний відсторонити його від роботи без збереження заробітної плати.
5.3.4.5 В установлених законодавством випадках прийняті на роботу
особи проходять спеціальну перевірку відповідними державними
органами.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 5
Допуск до самостійної роботи
5.3.5.1 Допуск до самостійної роботи оперативних і
оперативно-виробничих працівників вперше або у зв'язку з переведенням на іншу за профілем оперативного персоналу роботу, а також після перерви у роботі більше ніж 6 місяців, повинен проводитися в терміни, встановлені керівництвом енергооб'єкта, після:
- інструктажу;
- професійної підготовки;
- тренажерної підготовки;
- навчання на робочому місці (стажування);
- перевірки знань в обсязі, обов'язковому для даної посади;
- виконання професійних обов'язків за місцем роботи (дублювання) з обов'язковим проходженням протиаварійного і протипожежного тренувань;
- одержання або відновлення чинності ліцензії (у визначених законодавством випадках).
5.3.5.2 Вперше прийняті виробничі й адміністративно-технічні працівники допускаються до самостійної роботи на технологічному
устаткованні, пов'язаної з налагодженням, випробуванням, технічним
обслуговуванням і ремонтом (так званий персонал технічної підтримки електростанцій, а також персонал монтажних, налагоджувальних, ремонтних та інших організацій) тільки після інструктажу, професійної підготовки, навчання на робочому місці і перевірки знань. Інші виробничі й адміністративно-технічні працівники, які не виконують роботи на технологічному устаткованні, допускаються до самостійної роботи після інструктажу, фахової підготовки і перевірки знань.
5.3.5.3 Допуск до самостійної роботи невиробничих працівників, залежно від виконуваної ними роботи, здійснюється після інструктажу і перевірки знань інструкцій з охорони праці, пожежної безпеки, посадових інструкцій або тільки після інструктажу.
5.3.5.4 Умови допуску до самостійної роботи оперативних і
оперативно-виробничих працівників, які мали перерву в роботі до 6 місяців, а також працівників інших категорій, що мали перерву в роботі, визначаються керівництвом енергооб'єкта залежно від посади, досвіду роботи і тривалості перерви.
5.3.5.5 Порядок і персональний склад керівників, які мають право здійснювати (оформляти) допуск працівників до самостійної роботи, визначається галузевими нормативними та розпорядчими енергооб'єктовими документами.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 6
Інструктажі
5.3.6.1 Персонал енергооб'єкта, включаючи керівників, повинен проходити інструктаж із питань охорони праці, пожежної безпеки і технології робіт. Залежно від характеру і часу проведення інструктажі поділяються на: вступний, первинний, періодичний (повторний), позаплановий, цільовий.
Усі види інструктажів проводяться у формі співбесіди і роз'яснень
особами, які пройшли спеціальне навчання і перевірку знань з питань, з яких проводиться інструктаж. Результативність інструктажів контролюється особою, яка проводить інструктаж.
5.3.6.2 Вступний інструктаж повинен проводитися під час прийому на роботу (постійну або тимчасову), а також з особами, які прибули у відрядження, на практику або навчання.
Вступний інструктаж проводиться особами, на яких покладені ці
обов'язки наказом по енергооб'єкту, із використанням наочних посібників і технічних засобів навчання. Програма вступного інструктажу повинна містити питання, що стосуються особливостей даного об'єкта з погляду охорони праці і пожежної безпеки, і затверджуватись технічним керівником енергооб'єкта.
Після інструктажу особа, яка інструктує, повинна переконатися, що інструктований має уявлення про основні види небезпеки об'єкта і джерела можливого виникнення пожежі, правила поведінки і порядок виклику пожежної охорони, значення попереджувальних знаків і написів, наявні системи оповіщення про пожежу і правила застосування первинних засобів пожежогасіння.
5.3.6.3 Первинний інструктаж проводиться під час приймання на роботу (постійну або тимчасову), призначення на нову посаду або зміни робочого місця, а також із працівниками інших підприємств і
організацій (відрядженими, студентами-практикантами), якщо вони будуть брати безпосередню участь у виробничих процесах.
Первинний інструктаж проводиться до початку роботи безпосередньо на робочому місці безпосереднім керівником або призначеною ним
особою. Програма первинного інструктажу повинна містити питання, які стосуються виробничих особливостей та інструкції з охорони праці і пожежної безпеки для даної посади (робочого місця). Програма первинного інструктажу затверджується технічним керівником енергооб'єкта.
За результатами інструктажу особа, яка інструктує (шляхом
опитування і/або за допомогою технічних засобів навчання), повинна перевірити, чи працівник засвоїв особливості робочого місця з погляду
охорони праці і пожежної безпеки робіт і набув необхідних навичок, що забезпечують безпечне і якісне виконання посадових або службових
обов'язків.
5.3.6.4 Періодичні (повторні) інструктажі для виконання робіт з підвищеною небезпекою проводяться кожного місяця таким чином, щоби протягом кварталу охопити всі питання первинного інструктажу, а протягом року - усі питання технології виконання робіт і пожежної безпеки. Для інших робіт періодичні інструктажі проводяться не рідше ніж один раз на півріччя, а з пожежної безпеки - один раз на рік.
Періодичні (повторні) інструктажі проводяться безпосереднім керівником у робочих умовах з метою підвищення рівня знань правил і інструкцій, недопущення повторення порушень, що мали місце раніше,
охорони праці, пожежної безпеки, виробничої і трудової дисципліни.
Програма періодичного інструктажу повинна містити питання правил і інструкцій щодо технічної експлуатації, охорони праці, пожежної, ядерної і радіаційної безпеки (для АЕС), в обсязі знань, обумовлених посадовою інструкцією, а також характером виконуваної роботи і порушень, що мали місце у роботі устатковання. Программа періодичного інструктажу затверджується технічним керівником енергооб'єкта.
За результатами інструктажу особа, яка інструктує (шляхом
опитування і/або за допомогою технічних засобів навчання), повинна переконатися, що працівник знає особливості робочого місця і має необхідні навички для безпечного виконання посадових або професійних
обов'язків.
5.3.6.5 Позапланові інструктажі проводяться безпосереднім керівником на робочому місці в таких випадках:
- після набуття чинності нових або перероблених НД;
- після змін у складі устатковання або в технологічному процесі;
- після порушень працівником правил технічної експлуатації або
охорони праці;
- за вимогою посадових осіб органів державного регулювання і нагляду;
- після перерви в роботі понад 30 днів - для робіт із підвищеною небезпекою і понад 60 днів - для інших робіт.
Порядок проведення позапланових інструктажів аналогічний порядку проведення періодичних (повторних) інструктажів. Обсяг і зміст інструктажу визначається у кожному конкретному випадку залежно від причин, що викликали необхідність його проведення.
Проведення позапланових інструктажів не скасовує проведення періодичного (повторного) інструктажу.
5.3.6.6 Цільовий інструктаж проводиться у разі:
- виконання робіт за нарядом або розпорядженням;
- виконання разових робіт, безпосередньо не пов'язаних із посадовими обов'язками або обов'язками за спеціальністю;
- ліквідації аварій, стихійних лих;
- проведення різноманітних заходів, екскурсій.
Цільовий інструктаж проводить особа, яка відповідає за створення
умов для безпечного виконання роботи, заходів.
5.3.6.7 Результати вступних інструктажів фіксуються в журналах вступних інструктажів, результати первинних, періодичних (повторних) і позапланових інструктажів - у журналі інструктажів на робочому місці, цільових - у нарядах-допусках та інших документах за рішенням керівництва енергооб'єкта.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 7
Формування і підтримування кваліфікаційного рівня
5.3.7.1 Формування і підтримування у працівників необхідного кваліфікаційного рівня і постійної готовності до виконання фахових
функцій спрямовані на підвищення якості професійного складу працівників енергооб'єкта, формування у них високого професіоналізму.
Водночас воно повинно відповідати виробничим потребам енергооб'єкта в кількісній і якісній комплектації усіх робочих місць і посад.
Передбачаються такі види робіт з формування і підтримування у працівників необхідного кваліфікаційного рівня:
- професійна підготовка нових працівників;
- перепідготовка і навчання другим і суміжним професіям;
- навчання на робочому місці (стажування);
- дублювання;
- підтримування і підвищення рівня кваліфікації;
- спеціальна підготовка;
- обходи й огляди робочих місць;
- перевірка знань (атестація);
- ліцензування.
5.3.7.2 Професійна підготовка нових працівників проводиться за індивідуальними або груповими програмами, складеними з урахуванням вимог посадових інструкцій, "Довідника кваліфікаційних характеристик професій працівників" і типових програм, якщо такі передбачені для даних посад, а також результатів співбесіди під час приймання на роботу.
Програми професійної підготовки повинні передбачати вивчення посадових і виробничих інструкцій, технічних описів і технологічних схем, правил, норм, стандартів з профілю роботи, а також інструкцій і НД з охорони праці і пожежної безпеки і затверджуватись технічним керівником енергооб'єкта.
Перелік посад і професій, для яких необхідні програми професійної підготовки персоналу з урахуванням вимог чинного законодавства і НД, затверджує технічний керівник енергооб'єкта. Він також забезпечує розроблення їх і коректування.
Складання переліку посад і професій, для яких необхідні типові програми професійної підготовки персоналу енергооб'єктів, що належать до сфери управління Мінпаливенерго України, а також їх розроблення і коректування здійснюються централізовано.
Перегляд і, у разі необхідності, корекція типових програм виконується не рідше ніж один раз на 3 роки, а також після введення нового або модернізації діючого устатковання, принципової зміни схем або режимів роботи устатковання, якщо виявлені недоліки у підготовці персоналу, що виявились в помилкових діях персоналу.
5.3.7.3 Терміни професійної підготовки працівника визначаються
обсягом необхідних технічних знань і виробничих навичок, передбачених програмами професійної підготовки, а також здібностями працівника. Як правило, терміни підготовки не повинні перевищувати термінів,
установлених типовими програмами.
Залежно від посади або професії того, кого навчають, і можливостей енергооб'єкта, професійна підготовка може проводитися з відривом від виробництва або без відриву від виробництва у формі технічного навчання (групового або індивідуального).
Підготовка персоналу для експлуатації устатковання, що вводиться вперше, повинна бути закінчена не пізніше ніж за місяць до початку пуско-налагоджувальних робіт.
5.3.7.4 Перепідготовка і навчання працівників другим і суміжним професіям проводиться також за індивідуальними або груповими програмами аналогічно професійній підготовці. Програми повинні складатись з урахуванням результатів аналізу помилок, які мали місце в минулому, забезпечувати розуміння і знання працівником наслідків можливих помилок для устатковання, персоналу, населення і навколишнього середовища.
Працівники, яким доручаються роботи за двома і більше професіями
(посадами), проходять професійну підготовку з кожної із них.
5.3.7.5 Стажування проводиться з метою поглиблення і розширення працівником безпосередньо на робочому місці знань правил безпечної експлуатації технологічного устатковання, технологічних і посадових інструкцій, інструкцій з охорони праці і пожежної безпеки, освоєння в конкретних умовах особливостей устатковання, виробничих процесів, а також набуття практичних навичок і уміння економічного і безаварійного керування устаткованням в нормальних і аварійних ситуаціях.
Стажування проводиться на робочому місці під керівництвом досвідченого фахівця, одночасно або після теоретичної підготовки, відповідно до індивідуальної програми фахової підготовки працівника.
Порядок і терміни стажування встановлюються і контролюються керівництвом енергооб'єкта.
5.3.7.6 Дублювання проводиться шляхом виконання працівником
фахових обов'язків за місцем роботи під наглядом досвідченого атестованого (ліцензованого) працівника з досвідом роботи, що відповідає за дублювання, з метою оволодіння навичками керування
устаткованням у нормальних і аварійних ситуаціях з обов'язковим проходженням протиаварійного і протипожежного тренувань.
Дублювання проводиться після успішної перевірки знань згідно з індивідуальною програмою фахової підготовки оперативного або
оперативно-виробничого працівника. Порядок і терміни дублювання встановлюються і контролюються керівництвом енергооб'єкта з
урахуванням рішення комісії з перевірки знань працівника.
Якщо персонал готується для роботи на новому типі устатковання, дублювання проводиться на аналогічному або подібному устат-кованні іншого енергооб'єкта.
5.3.7.7 Підтримування кваліфікації працівників проводиться з метою відновлення знань та вмінь, що могли бути втрачені з часом
через відсутність попиту на їхнє використання, наприклад, через нечасте виконання робіт або операцій. Крім того, підтримування кваліфікації проводиться для одержання нових знань і навичок у разі зміни устатковання, а також для підтримування постійної готовності працівника до діяльності, установленої ліцензією. Зовнішнім проявом необхідності навчання можуть бути слабкі знання працівника, виявлені під час чергової перевірки знань або помилки (порушення, відхилення) в діяльності персоналу.
Підтримування кваліфікації проводиться груповим або індивідуальним методом, за програмами, що враховують досвід (стаж) і результативність роботи тих, кого навчають.
5.3.7.8 Підвищення кваліфікації працівників проводиться з метою
одержання персоналом нових теоретичних знань і практичних навичок, виходячи з:
- вимог НД;
- потреб виробництва за результатами аналізу експлуатаційного досвіду;
- рішення власника та бажання працівника в підвищенні кваліфікації.
Залежно від організаційних, технічних і фінансових можливостей, а також вимог НД, підвищення кваліфікації працівників може проводитися з відривом і без відриву від виробництва.
Підвищення кваліфікації повинно плануватися і обліковуватися.
5.3.7.9 Крім цільової професійної підготовки, працівники до початку і в процесі виконання ряду робіт повинні проходити спеціальну підготовку. Передусім це стосується робіт і посад, що належать до компетенції органів державного регулювання і нагляду, переліки яких встановлюються Кабінетом Міністрів України або уповноваженим ним
органом. До цієї категорії працівників належать:
- працівники, вид діяльності яких потребує ліцензування;
- працівники, робота яких пов'язана з джерелами іонізуючого випромінювання (ДІВ), транспортом, вибуховими або отруйними речовинами, обслуговуванням установок, апаратів або посудин, що працюють під тиском;
- працівники, які виконують роботу згідно з "Переліком робіт з підвищеною небезпекою", затвердженим наказом Держнаглядохоронпраці
України від 30 листопада 1993 р. № 123 (зареєстровано в Міністерстві
юстиції України 23 грудня 1993 р. за № 196), або діяльність яких стосується робіт, що вимагають професійного відбору;
- працівники, які приймаються на роботу з підвищеною пожежною небезпекою;
- посадові особи згідно з "Переліком посад посадових осіб, які зобов'язані проходити попередню і періодичну перевірку знань з
охорони праці", затвердженим наказом Держнаглядохоронпраці України від 11 жовтня 1993 р. № 94 (зареєстровано в Міністерстві юстиції
України 20 жовтня 1993 р. за № 154).
Спеціальна підготовка працівників проводиться також з метою
оволодіння ними нових функціональних обов'язків і особливостей трудової діяльності, освоєння нового устатковання, апаратури, нових методів роботи тощо. Спеціальна підготовка може проводитись на
фірмі-постачальнику устатковання, апаратури.
У більшості випадків спеціальну підготовку персоналу, у тому
числі до ліцензування, проводять у спеціалізованих навчальних закладах, що мають ліцензію на проведення такої підготовки. За наявності умов, встановлених відповідними нормами, правилами і стандартами, може бути одержана ліцензія на проведення спеціальної підготовки для окремих професій і на енергооб'єкті. На енергооб'єкті проводять спеціальну підготовку і в тих випадках, коли на її проведення не потрібне отримання ліцензії.
5.3.7.10 Для набуття навичок і систематичної перевірки здатності і готовності оперативних працівників діяти швидко і правильно під час аварійних ситуацій повинні, не рідше одного разу в квартал, проводитися протиаварійні тренування. Крім того, одночасно перевіряється вміння персоналу надавати долікарську допомогу, користуватися індивідуальними засобами захисту тощо.
Дії персоналу енергооб'єкта в аварійних ситуаціях регламентуються спеціальними інструкціями, які розробляються на підставі відповідних технологічних регламентів, правил і НД і затверджуються технічним керівником енергооб'єкта.
Періодичність, вид протиаварійного тренування (системне, загальностанційне, блокове, цехове, індивідуальне) і місце проведення (робочі місця, пункти тренажерної підготовки персоналу) визначаються керівництвом енергооб'єкта з врахуванням вимог НД.
Особи, що вчинили грубі помилки й одержали незадовільні оцінки за результатами проведення індивідуального протиаварійного тренування, повинні протягом наступних 15 днів пройти повторне тренування.
Особи, що вчинили грубі помилки й одержали незадовільні оцінки за результатами двох, у тому числі і повторного, протиаварійних тренувань поспіль, відсторонюються від виконання посадових обов'язків і їм призначається позачергова перевірка знань.
Якщо учасники протиаварійного тренування не виконали своїх завдань, допустивши грубі помилки, або більшість з них одержали незадовільні оцінки, то тренування за цією темою, після додаткового навчання, повинні бути повторені не пізніше, ніж через 30 днів.
5.3.7.11 3 метою набуття навичок умілої дії в умовах пожежі, у тому числі застосування засобів гасіння пожежі, прийняття правильних заходів для евакуації і порятунку людей і матеріальних цінностей, а також ліквідації пожежі, персонал енергооб'єкта повинен брати участь
у планових протипожежних тренуваннях.
Графіки, тематику, вид протипожежного тренування (об'єктове,
цехове, сумісне з пожежною охороною, індивідуальне) і місце проведення визначаються керівництвом енергооб'єкта з врахуванням вимог НД.
Працівникам, які одержали за результатами протипожежного тренування незадовільну оцінку, технічним керівником енергооб'єкта призначається повторне індивідуальне тренування.
Працівники, які одержали незадовільну оцінку за результатами повторного протипожежного тренування, повинні пройти позачергову перевірку знань з правил пожежної безпеки.
Якщо учасники протипожежного тренування не виконали своїх завдань або більшість з них одержало незадовільну оцінку, то тренування за
цією темою, після додаткового навчання, повинні бути повторені не пізніше, ніж через 30 днів.
Допускається суміщення протиаварійних і протипожежних тренувань.
5.3.7.12 Технічні керівники енергооб'єктів і керівники їхніх підрозділів повинні проводити періодичні обходи й огляди робочих місць. Під час цих обходів контролюється дотримання правил, норм, виробничих і посадових інструкцій, виробничої і трудової дисципліни, перевіряється стан гігієни праці, наявність на робочих місцях і справність засобів охорони праці і пожежної безпеки, наявність і стан технічної документації тощо.
Обходи робочих місць повинні бути організовані таким чином, щоб кожне робоче місце контролювалося не рідше ніж один раз на місяць.
5.3.7.13 3 метою забезпечення раціонального добору, призначення, переміщення і використання персоналу відповідно до кваліфікації, ділових якостей і досвіду роботи, повинна періодично проводитися його атестація. Процедура і періодичність атестації визначається керівником енергооб'єкта відповідно до чинного законодавства.
Атестація персоналу не звільняє працівника від періодичних і позачергових перевірок знань.
5.3.7.14 Згідно з вимогами відповідних державних, відомчих і міжвідомчих документів на енергооб'єктах повинна проводитися робота з
ліцензування персоналу, яка включає:
- облік посад і професій, вид діяльності яких потребує
ліцензування;
- розроблення критеріїв оцінки готовності і компенсуючих заходів
щодо підтримки готовності працівника до виконання діяльності, що
ліцензується;
- відбір кандидатів на одержання ліцензії відповідно до вимог даної посади, професії;
- розроблення програм підготовки персоналу, який ліцензується і підтримання його кваліфікації;
- розроблення компенсуючих заходів з відновлення і підтримки
готовності працівника до виконання діяльності, що ліцензується;
- створення і підтримання, за наявності фінансових і матеріальних можливостей, умов, необхідних для підготовки персоналу до
ліцензування на енергооб'єкті, а також проведення такої діяльності після одержання ліцензії на такий вид діяльності;
- забезпечення умов чинності ліцензій персоналу. Підготовка персоналу до ліцензування проводиться в установах, що мають ліцензію на проведення такої підготовки, або на енергооб'єкті - за наявності відповідної ліцензії.
Розділ 2, Підрозділ 3, Глава 8
Перевірка знань
5.3.8.1 Усі керівники, фахівці, робітники та службовці, робота яких пов'язана з забезпеченням виробничих процесів в електроенергетиці, тобто з керуванням, обслуговуванням, налагодженням, випробуваннями, ремонтом, а також виготовленням, будівництвом, монтажем устатковання, зобов'язані проходити перевірку знань правил, норм, стандартів, регламентів та інструкцій з експлуатації, охорони праці, радіаційної (тільки для АЕС) і пожежної безпеки в обсязі і з періодичністю, установленими для кожної категорії працівників відповідними НД.
Особи, до обов'язку яких належить заміщення вищих керівників у разі їхньої відсутності на роботі (відпустка, хвороба тощо), зобов'язані проходити перевірку знань в обсязі посади, яка заміщається.
5.3.8.2 На кожному енергооб'єкті повинен бути складений і затверджений керівником енергооб'єкта перелік професій і посад працівників, які повинні проходити періодичну перевірку знань правил, норм, стандартів, регламентів та інструкцій з експлуатації
устатковання.
Повинен бути також складений і затверджений технічним керівником енергооб'єкта перелік професій і посад працівників, які не беруть
участі в технологічних процесах виробництва, тобто не пов'язаних з експлуатацією, налагодженням, випробовуванням або ремонтом
устатковання, а також які не працюють на розмножувальній техніці і не відвідують виробничі приміщення. Допуск цих осіб до самостійної роботи дозволяється без перевірки знань правил, норм, стандартів, регламентів та інструкцій з експлуатації устатковання.
5.3.8.3 Перевірці підлягають:
- знання вимог державних нормативно-правових актів, державних,
галузевих і об'єктових правил, норм і інструкцій з охорони праці, радіаційної (тільки для АЕС) і пожежної безпеки, а також інших спеціальних норм і правил, якщо знання цих документів необхідне під
час виконання роботи;
- знання вимог правил, норм, стандартів, регламентів та інструкцій з експлуатації, посадових і виробничих інструкцій, планів
(інструкцій) з ліквідації аварій;
- знання будови і принципів дії засобів безпеки і засобів проти-аварійного захисту;
- знання будови і принципів дії устатковання, ЗВТ і засобів керування;
- знання технологічних схем і процесів енерговиробництва;
- знання умов безпечної експлуатації енергоустановок, об'єктів, підконтрольних Держнаглядохоронпраці тощо;
- уміння користуватися засобами захисту і пожежогасіння, а також надавати долікарську допомогу потерпілим під час нещасного випадку;
- уміння керування енергоустановкою (на тренажерах та інших технічних засобах навчання).
5.3.8.4 Перелік документів і обсяг необхідних знань із кожного з них, що підлягають перевірці для кожної посади і професії, затверджує керівник енергооб'єкта, а перелік питань для перевірки з урахуванням специфіки діяльності - голова відповідної екзаменаційної комісії.
У випадках, коли це передбачене чинним законодавством або НД, зазначені переліки повинні бути узгоджені з відповідними органами державного регулювання і нагляду.
5.3.8.5 Перелік документів і обсяг необхідних знань із кожного з них є невід'ємною частиною посадових інструкцій, робочих інструкцій або інструкцій з охорони праці.
Якщо це передбачено НД, керівники, фахівці, робітники та службовці перед перевіркою знань повинні проходити підготовку
(навчання) на робочому місці або в спеціалізованих учбово-виробничих підрозділах.
5.3.8.6 Встановлені такі види перевірок знань працівників: первинна, періодична (чергова), позапланова (позачергова) і повторна.
5.3.8.7 Первинна перевірка знань проводиться з метою виявлення
готовності працівника до виконання своїх виробничих обов'язків:
- перед допуском працівника до самостійної роботи або дублювання після його навчання (в тому числі стажування);
- перед призначенням на посаду або у разі переведення з іншої роботи;
- у разі підвищення у посаді або доручення нових обов'язків, якщо нова посада або нові обов'язки потребують додаткових знань.
Первинна перевірка у керівників і фахівців знань НД з охорони праці і пожежної безпеки повинна проводиться не пізніше ніж через 1 місяць з дня прийняття їх на роботу або призначення на посаду, а з технології робіт - у терміни, встановлені індивідуальними програмами і планами їхньої підготовки.
5.3.8.8 Періодична (чергова) перевірка знань працівниками правил, норм з технічної експлуатації, у тому числі цих Правил, а також виробничих і посадових інструкцій повинна проводитись не рідше ніж
один раз на 3 роки.
Періодична (чергова) перевірка знань правил, норм і стандартів з безпеки в атомній енергетиці повинна проводитися:
- у керівників, фахівців і робітників з числа оперативного
(змінного) й оперативно-виробничого персоналу - не рідше ніж один раз на 2 роки;
- у керівників, фахівців і робітників з числа виробничого персоналу - не рідше ніж один раз на 3 роки.
Порядок і терміни періодичної (чергової) перевірки знань, вимог правил, норм і інструкцій з охорони праці, радіаційної (для АЕС) і пожежної безпеки встановлюються відповідними НД.
Перевірка знань на кожному енергооб'єкті проводиться відповідно до річних графіків, які враховують необхідну періодичність і затверджуються керівником енергооб'єкта.
5.3.8.9 Позапланова (позачергова) перевірка знань проводиться у разі:
- порушення працівником правил, норм та інструкцій;
- зміни головних технологічних і електричних схем;
- поновлення в посаді, яка потребує додаткових знань або допуску до роботи раніше відсторонених працівників, у тому числі органами державного регулювання і нагляду;
- обгрунтованої вимоги органів державного регулювання і нагляду;
- перерви в роботі тривалістю понад 6 місяців.
Позапланова (позачергова) перевірка знань проводиться також у разі введення нових або перероблених правил чи норм вищого рівня, таких як ці Правила, Загальні положення забезпечення безпеки атомних станцій (для АЕС) тощо. Перелік таких правил і норм визначається
Мінпаливенерго України або органами державного регулювання і нагляду
у випадку введення в дію нових (перероблених) документів у галузі.
У разі введення інших нових або перероблених НД, або внесенні в них змін і доповнень, керівництво енергооб'єкта, поряд із виданням наказу про введення документа, забезпечує проведення для персоналу позачергового інструктажу. Перевірка знань цього документа проводиться під час періодичної (чергової) перевірки знань у встановленому для кожної посади обсязі.
У всіх випадках позапланова (позачергова) перевірка знань не змінює терміну періодичної (чергової) перевірки.
5.3.8.10 Перевірку знань персоналу здійснюють центральні комісії енергооб'єктів і комісії їхніх структурних підрозділів, а також комісії вищого органу управління і Мінпаливенерго України. Переліки посад і професій персоналу, який проходить перевірку знань у кожній із перерахованих комісій, а також конкретні вказівки про порядок перевірки знань персоналу в галузі, повинні бути наведені в положенні про порядок перевірки знань правил, норм, стандартів та інструкцій персоналу Мінпаливенерго України.
На підставі цього документа повинні бути складені аналогічні положення на кожному енергооб'єкті. Положення повинно враховувати
особливості в організації перевірки знань персоналу енергооб'єкта і затверджуватися його керівником.
У випадках, коли це передбачено чинним законодавством або НД, це положення повинно бути узгоджене з відповідними органами державного регулювання і нагляду.
Організація і проведення перевірок знань покладаються на голів комісій.
5.3.8.11 Знання працівників, яких перевіряють, оцінюються за
шкалою: пройшов перевірку знань - "Знає" або не пройшов перевірку знань - "Не знає".
Працівник, який не пройшов перевірку знань під час первинної, періодичної (чергової) і позапланової (позачергової) перевірки, негайно відсторонюється від керівництва і самостійного проведення відповідних робіт. Йому призначається повторна перевірка в термін, встановлений комісією, але не пізніше ніж через місяць.
Працівник, який не пройшов перевірку знань під час повторної перевірки, звільняється із займаної посади і питання про його працевлаштування вирішується роботодавцем відповідно до трудового законодавства.
5.3.8.12 Результати перевірки знань оформляються в журналах або протоколами установленої форми.
Кожному працівнику, що пройшов перевірку знань вперше, видається посвідчення встановленої форми, в яке заносяться результати усіх перевірок знань, результати медичних оглядів, а також вказується
група з електробезпеки.
Крім того, у зазначене посвідчення можуть заноситися відомості про результати перевірки знань правил, норм, стандартів, інструкцій та інших документів, підконтрольних відповідним органам державного регулювання і нагляду.
Посвідчення про перевірку знань повинно знаходитися у працівника під час виконання ним службових обов'язків. Місцезнаходження посвідчення під час роботи в зоні суворого режиму АЕС визначається відповідним положенням конкретної АЕС.
5.3.8.13 Допуск до самостійної роботи або до дублювання працівників, які не пройшли перевірку знань у встановлені або призначені терміни, або не мають при собі посвідчення з перевірки знань, забороняється.
Розділ 2, Підрозділ 4
Техніко-економічні показники
Розділ 2, Підрозділ 4, Глава 1
Основні техніко-економічні показники
5.4.1.1 На енергооб'єктах і в енергокомпаніях повинен бути
організований облік, нормування і аналіз техніко-економічних показників (ТЕП) роботи устатковання для оцінки використання і економічної ефективності його роботи.
В якості основних ТЕП, що характеризують використання і економічну ефективність роботи енергооб'єктів і енергокомпаній встановлюються:
- кількість виробленої і відпущеної електричної та теплової енергії кожним енергоблоком, енергооб'єктом і енергокомпанією;
- коефіцієнт ефективності використання встановленої електричної і теплової потужності;
- питомі витрати палива (умовного), тепла ядерного палива на відпущену електричну і теплову енергію;
- питомі витрати води на відпущену електричну енергію і коефіцієнт використання водостоку для ГЕС;
- питома витрата електричної енергії на ВП енергооб'єктів окремо на виробіток електроенергії і відпуск тепла;
- питомі витрати теплової і електричної енергії на її передачу в електричних і теплових мережах;
- питома чисельність промислово-виробничого персоналу;
- питома вартість ремонтного обслуговування;
- собівартість виробництва, передачі і розподілу електричної і теплової енергії;
- валовий прибуток.
5.4.1.2 Методологічне визначення основних ТЕП роботи устатковання повинно базуватися на матеріальних і енергетичних балансах. Порядок визначення фактичних, нормативних основних та проміжних ТЕП здійснюється згідно з чинними галузевими НД. При цьому повинно бути забезпечено методологічну єдність і автоматизацію розрахунків
фактичних і нормативних ТЕП, створення бази даних ТЕП.
Розділ 2, Підрозділ 4, Глава 2
Облік фактичних техніко-економічних показників
5.4.2.1 На енергооб'єктах повинен бути організований облік
фактичних основних і проміжних ТЕП на основі показів ЗВТ, окремих вимірювань, розрахунків.
Визначення фактичних основних ТЕП повинно проводитись за прямим балансом і підтверджуватись розрахунком за зворотним балансом на
основі проміжних ТЕП в межах точності вимірювань.
5.4.2.2 Для обліку ТЕП повинні бути встановлені необхідні вимірювальні прилади з відповідним класом точності і діапазоном вимірювань.
Повинен бути розроблений перелік вимірювальних приладів обліку конкретних показників, місця їх встановлення і вказані необхідні поправки до показів приладів.
Організація експлуатації вимірювальних приладів повинна забезпечити достовірність їхніх показів.
5.4.2.3 Система обліку ТЕП повинна містити необхідний обсяг показників, часові інтервали їх усереднення, методи визначення ТЕП для часових інтервалів.
5.4.2.4 Система обліку ТЕП повинна відповідати системі їх нормування та аналізу. На основі системи обліку і нормування повинні вестись усі встановлені форми звітності.
5.4.2.5 Добові дані обліку повинні використовуватись для
оперативного контролю фактичних ТЕП. Добова відомість основних і проміжних показників за добу повинна аналізуватися керівництвом енергооб'єкта і енергокомпанії.
Розділ 2, Підрозділ 4, Глава 3
Нормування техніко-економічних показників
5.4.3.1 На енергооб'єктах і в енергокомпаніях повинна бути розроблена нормативна база для розрахунку норм основних і проміжних
ТЕП, які характеризують затрати паливно-енергетичних ресурсів.
Розрахунок норм основних ТЕП проводиться за зворотнім балансом на
основі проміжних ТЕП.
5.4.3.2 Нормативна база повинна містити:
- коротку технічну характеристику устатковання;
- функціональні залежності в табличному та графічному вигляді
основних і проміжних ТЕП від основних нормоутворювальних величин
(електрична і теплова потужність, витрати пари, води, палива тощо) для постійних (фіксованих) значень другорядних нормоутворювальних величин (тиск, температура, характеристика палива тощо);
- поправки до основних і проміжних ТЕП на відхилення фактичних
(фіксованих) умов роботи устатковання;
- макет (алгоритм) розрахунку основних ТЕП;
- дані для оптимального розподілу електричних і теплових навантажень;
- дані для розрахунку обмежень установленої електричної і теплової потужності.
5.4.3.3 Розроблення нормативної бази проводиться на основі
функціональних випробувань устатковання, типових енергетичних
характеристик, паспортних даних і проектних розрахунків, кращих досягнутих результатів експлуатації. Нормативна база повинна відображати ТЕП, що можуть бути реально досягнуті технічно справним
устаткованням в оптимальних режимах роботи.
5.4.3.4 Нормативна база повинна переглядатися не рідше одного разу на 5 років.
Перегляд проводиться також у випадку технічного переоснащення, модернізації, зміни виду чи марки палива, або через інші причини, коли відносна зміна фактичних питомих основних ТЕП становить більше ніж 1,5 %.
У разі перегляду нормативної бази повинен бути проведений аналіз
фактичних і нормативних показників за вибраний період часу. Додатково повинен бути проведений аналіз фактичних звітних показників щодо
їхньої достовірності.
5.4.3.5 На підставі нормативної бази визначаються норми основних
ТЕП, які затверджуються керівництвом енергооб'єкта (енергокомпанії).
5.4.3.6 Норми окремих показників повинні бути представлені експлуатаційному персоналу в зручному для користування вигляді
(режимні карти, інструкції, таблиці і графіки).
Дотримання основних нормативних показників є обов'язковим для кожного енергооб'єкта.
Розділ 2, Підрозділ 4, Глава 4
Аналіз результатів виробничої діяльності
5.4.4.1 Функціонування системи обліку і нормування основних та проміжних ТЕП повинно забезпечити достовірний аналіз результатів виробничої діяльності та її стимулювання.
5.4.4.2 Аналіз результатів виробничої діяльності проводиться
шляхом порівняння нормативних і фактичних значень ТЕП за єдиною методологією і, додатково, шляхом порівняння фактичних показників з показниками базового періоду. При цьому визначаються причини відхилень
фактичних показників від нормативних і від показників базового періоду.
5.4.4.3 Результати виробничої діяльності повинні розглядатися не рідше ніж один раз на місяць з метою аналізу і визначення оцінки стану устатковання, а також для ознайомлення з досвідом роботи кращих змін, окремих працівників.
У випадку необгрунтованих відносних відхилень основних і проміжних фактичних ТЕП від нормативних і від показників базового періоду більше ніж на 2,5 %, проводиться перевірка системи обліку і нормування показників.
5.4.4.4 На основі результатів аналізу повинні розроблятися
організаційно-технічні заходи, спрямовані на економію паливно-енергетичних ресурсів, оптимальний розподіл електричних і теплових навантажень.
5.4.4.5 На енергооб'єктах і в енергокомпаніях повинна бути розроблена система стимулювання персоналу за досягнення основних нормативних ТЕП і економію паливно-енергетичних ресурсів.
Розділ 2, Підрозділ 5
Технічний контроль, нагляд за організацією експлуатації
5.5.1 На кожному енергооб'єкті, незалежно від його відомчої належності і форми власності, повинен здійснюватися постійний і періодичний контроль за технічним станом устатковання, будівель і споруд, за радіаційною безпекою (для АЕС) за затвердженим графіком, призначені відповідальні особи за технічний стан і безпечну експлуатацію, а також призначений наказом персонал з технічного, технологічного і екологічного нагляду і затверджені обов'язки персоналу за такими напрямками:
- управління технологічними процесами;
- організація нагляду за технічним станом устатковання, будівель і споруд;
- розроблення, організація та облік виконання заходів, які забезпечують технічну, радіаційну (для АЕС), екологічну безпеку та економічну роботу енергооб'єкта;
- розслідування та облік усіх порушень під час експлуатації;
- контроль за дотриманням природоохоронного законодавства України;
- контроль за дотриманням вимог НД з експлуатації;
- контроль за дотриманням правил, норм, стандартів з радіаційної безпеки (для АЕС);
- організація роботи щодо дотримання установлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії.
5.5.2 У кожній енергоокомпанії, на ТЕС та АЕС повинен бути організований підрозділ відомчого нагляду (служба, відділ), який має бути
у безпосередньому підпорядкуванні першого керівника або його заступника з технічних питань.
5.5.3 Все технологічне устатковання (крім електромережного), що входить до складу енергооб'єкта, повинно підлягати періодичному та позачерговому технічному опосвідчуванню відповідно до чинних НД.
Завданням технічного опосвідчування є оцінка стану, встановлення термінів і умов експлуатації, а також визначення заходів, необхідних для забезпечення ресурсу устатковання (енергоустановок).
Устатковання електричних мереж підлягає щорічному огляду, за результатами якого складається акт дефектів або робиться запис у
журналі дефектів.
5.5.4 Одночасно з технічним опосвідчуванням повинно перевірятись виконання приписів наглядових органів і заходів, намічених за результатами розслідування порушень роботи енергооб'єкта і нещасних випадків під час його обслуговування, а також заходів, розроблених під час попереднього технічного опосвідчування.
5.5.5 Періодичне технічне опосвідчування устатковання повинно проводитися в обсязі вимог Держнаглядохоронпраці і Державного комітету ядерного регулювання (для АЕС) та інших державних наглядових
органів України. До роботи комісії з технічного опосвідчування, у разі необхідності, залучаються керівники та спеціалісти структурних підрозділів енергооб'єкта, представники енергокомпаній, експерти.
В обсяг періодичного технічного опосвідчування на підставі чинних
НД повинні входити:
- перевірка технічної документації (в тому числі аналіз паспортів, висновків, актів, приписів тощо);
- візуальний огляд устатковання зовнішній і внутрішній;
- випробування з метою забезпечення безпеки роботи устатковання і трубопроводів (гідравлічні випробування, настроювання запобіжних пристроїв, систем регулювання ВЕУ під час скидів навантаження, перевірка вантажопідйомних механізмів і їхніх систем гальмування тощо).
Технічне опосвідчування устатковання і трубопроводів атомних енергетичних установок проводиться відповідно до правил і норм в атомній енергетиці.
Технічне опосвідчування повинно бути організоване в терміни,
установлені чинними НД, але не рідше ніж періодичність, встановлена в технічній документації заводу-виробника. У разі відсутності вимог НД і вказівок заводу-виробника періодичність проведення технічного
опосвідчування - не рідше ніж один раз на 8 років. Результати технічного опосвідчування повинні бути оформлені актом і/або занесені в технічні паспорти устатковання і трубопроводів.
5.5.6 Будівлі і споруди енергооб'єктів, незалежно від їх відомчої належності і форм власності, повинні підлягати паспортизації і постійному систематичному нагляду і обстеженню відповідно до вимог
6.2 Правил і чинних НД.
Результати технічного опосвідчування повинні бути оформлені актом і занесені в технічні паспорти будівель і споруд.
5.5.7 Якщо виявлений передаварійний стан устатковання або порушення, що впливає на надійність і безпечну експлуатацію енергооб'єкта, а також якщо закінчився термін чергового технічного
опосвідчування, подальша експлуатація обстежуваного устатковання
(енергооб'єкта) забороняється.
5.5.8 Постійний контроль за технічним станом устатковання повинен забезпечуватися оперативним, оперативно-виробничими і виробничим персоналом.
Періодичний зовнішній візуальний огляд устатковання, будівель і споруд повинні виконувати працівники, відповідальні за їхній стан і безпечну експлуатацію. Періодичність огляду повинна бути встановлена технічним керівником енергооб'єкта.
Бункери сирого вугілля і бункери пилу повинні підлягати щорічному візуальному зовнішньому і внутрішньому огляду (зварні шви, металеві та залізобетонні конструкції) і комплексному обстеженню за спеціальною програмою для оцінки технічного стану в середньому один раз на 5 років, а також перед капітальнім ремонтом. Результати огляду повинні фіксуватись у спеціальному журналі.
5.5.9 Працівники, відповідальні за справний стан і безпечну експлуатацію устатковання, будівель і споруд енергооб'єктів, повинні забезпечувати їх експлуатацію відповідно до вимог інструкцій з експлуатації та інших НД, а також здійснювати контроль за веденням експлуатаційної (оперативної, ремонтної) документації.
5.5.10 Працівники енергооб'єктів, які здійснюють технічний і технологічний нагляд за експлуатацією устатковання, будівель і споруд, повинні забезпечувати:
- розслідування та облік технологічних порушень у роботі
устатковання і споруд;
- контроль за станом технічної документації;
- періодичний контроль за станом енергооб'єктів;
- облік виконання профілактичних природоохоронних і протиаварійних заходів;
- контроль за організацією претензійно-позовної роботи за фактами неякісного виготовлення, монтажу, ремонту устатковання, а також за порушенням умов постачання палива;
- контроль за виконанням вимог нормативних і
організаційно-розпорядчих документів;
- перевірку виконання приписів наглядових органів і заходів, підготовлених за результатами розслідувань технологічних порушень у роботі і нещасних випадків на енергооб'єкті;
- перевірку виконання заходів; розроблених за результатами попередніх оглядів і технічних опосвідчувань;
- контроль за підготовкою персоналу;
- підготовку інформації про технологічні порушення для представлення органам Державного нагляду в електроенергетиці
(п.5.1.1.8).
5.5.11 На енергооб'єкті (структурному підрозділі енергокомпанії) повинні бути організовані облік чинних НД і контроль за дотриманням
їхніх вимог, а також призначені особи, відповідальні за організацію
цієї роботи.
5.5.12 В обов'язки вищих органів управління енергооб'єктами, незалежно від їх відомчої належності і форм власності, повинні входити:
- контроль за організацією експлуатації;
- контроль за дотриманням цих Правил, правил охорони праці (ПОП), правил пожежної безпеки (ППБ), правил радіаційної безпеки (ПРБ) - для
АЕС, інших НД та інструкцій з експлуатації;
- контроль за опроміненням персоналу (для АЕС), викидами і скидами в навколишнє середовище;
- облік перевищень допустимих норм опромінення персоналу, викидів, скидів радіоактивних речовин в навколишнє середовище (для
АЕС);
- контроль і облік ДІВ, які знаходяться на АЕС і РАВ;
- організація оглядів і періодичний контроль за станом
устатковання, будівель та споруд;
- контроль за дотриманням встановлених термінів середніх і капітальних ремонтів;
- контроль за виконанням заходів і вимог, викладених у нормативних і організаційно-розпорядчих документах;
- контроль за розслідуванням порушень цих Правил та інструкцій з експлуатації;
- оцінка достатності попереджувальних і профілактичних заходів
щодо підвищення технічного рівня експлуатації;
- контроль за виконанням заходів щодо попередження технологічних порушень і готовності до їхньої ліквідації у випадку виникнення;
- облік порушень цих Правил, інструкцій з експлуатації та інших
НД;
- облік виконання протиаварійних заходів;
- контроль за розробленням НД щодо забезпечення безпечної експлуатації енергооб'єктів;
- контроль за дотриманням природоохоронного законодавства;
- організація та контроль роботи керівництва енергооб'єкта з
ціновими заявками, а також за його діяльністю на оптовому ринку електроенергії;
- контроль за веденням претензійно-позовної роботи з заводами-виробниками устатковання і поставниками палива;
- узгодження технічних умов на виготовлення і постачання
устатковання;
- контроль за дотриманням установлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії;
- оцінка достатності проведеної роботи з підприємствами,
організаціями і установами щодо дотримання ними установлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії.
5.5.13 Усе устатковання, будівлі і споруди, що експлуатуються, повинні підлягати спеціальному відомчому нагляду зі сторони відповідних структур Мінпаливенерго України і енергокомпаній.
5.5.14 Основними завданнями державного та відомчого нагляду в межах своїх функцій, прав і відповідальності перед центральними
органами виконавчої влади є:
- контроль за виконанням цих Правил, ПОП, ПРБ (для АЕС), ППБ та інструкцій з експлуатації;
- організація, контроль і оперативний аналіз результатів розслідування технологічних порушень у роботі;
- контроль за виконанням профілактичних заходів щодо запобігання технологічних порушень у роботі і виробничого травматизму;
- аналіз і узагальнення результатів розслідування технологічних порушень з розробленням заходів для їхнього попередження на енергооб'єктах;
- контроль за дотриманням установлених вимог щодо технічного
обслуговування і ремонту устатковання;
- контроль за організацією роботи з персоналом;
- контроль за дотриманням режимів виробництва, постачання і споживання електричної і теплової енергії;
- контроль за викидами і скидами забруднювальних речовин в навколишнє середовище, розміщенням виробничих відходів;
- контроль за викидами і скидами радіоактивних речовин, дозами
опромінення персоналу (для АЕС);
- контроль за поводженням з ДІВ і РАВ (для АЕС);
- контроль за проведенням періодичного технічного опосвідчування
устатковання, будівель і споруд;
- аналіз ТЕП електростанцій, їхнє узагальнення і розроблення заходів для підвищення ефективності паливовикористання;
- організація розроблення НД і заходів для удосконалення експлуатації і підвищення надійності та економічності устатковання.
5.5.15 Керівники енергооб'єктів, незалежно від їхньої відомчої підпорядкованості і форм власності, повинні забезпечувати доступ на підприємства представників державних і відомчих органів нагляду.
5.5.16 Додаткові вимоги і рекомендації щодо технічного нагляду і контролю за експлуатацією АЕС наведені в 9.2 і 9.5.
Розділ 2, Підрозділ 6
Технічне обслуговування, ремонт, модернізація
Розділ 2, Підрозділ 6, Глава 1
Технічне обслуговування і ремонт
5.6.1.1 На кожному енергооб'єкті для забезпечення безпечної експлуатації, надійності та економічності устатковання, будівель і споруд, систем контролю і керування, повинні бути організовані їхнє технічне обслуговування і ремонти.
5.6.1.2 Обсяг технічного обслуговування основного устатковання, будівель і споруд для підтримання справного стану в міжремонтний період повинен визначатися на підставі аналізу фактичного стану,
установленого перевіркою, обстеженням, діагностикою.
Обсяг і періодичність ремонтів устатковання і споруд повинні визначатися з умов забезпечення повного або часткового відновлення
їхнього ресурсу відповідно до чинних нормативів, а також з
урахуванням рекомендованого заводом-виробником регламента технічного
обслуговування.
5.6.1.3 Власник енергооб'єкта повинен планувати і здійснювати ремонтно-відновлювальні роботи устатковання. Кошти, що отримані від
оптового енергоринку за рахунок передбаченої частини тарифу на технічне обслуговування і ремонт, повинні використовуватись виключно за цільовим призначенням.
5.6.1.4 Відповідальність за технічний стан та технічне
обслуговування устатковання, будівель і споруд несуть керівники енергооб'єктів і керівники енергокомпаній, до складу яких входять ці енергооб'єкти.
Відповідальність за ремонти покладається на керівників енергокомпаній, енергооб'єктів і ремонтних підприємств.
5.6.1.5 Структури управління технічним обслуговуванням і ремонтом енергооб'єктів повинні передбачати поділ функцій і виконавців шляхом
організації відповідних підрозділів з підготовки і проведення технічного обслуговування і ремонту за наявності достатніх обсягів робіт.
5.6.1.6 Організація технічного обслуговування і ремонту на ТЕС,
АЕС, ГЕС, ДТ, теплових і електричних мережах, порядок підготовки і виведення в ремонт, технологія ремонтних робіт, а також приймання і
оцінки стану відремонтованого устатковання, будівель і споруд повинні відповідати вимогам ГКД 34.20.661 "Правила організації технічного
обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд електростанцій та мереж Міненерго України", РД 53.025.002 "Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций",
РД 53.025.016 "Положение о порядке вывода оборудования в ремонт и ввода его в эксплуатацию после ремонта на атомных станциях", РД
34.31.602 "Инструкция по ремонту гидротурбин и механической части
генератора", РД 34.31.603 "Методические указания по построению комплексной сетевой модели ремонта гидроагрегата" та інших НД.
Для ДТ з котлами потужністю меншою ніж 35 Гкал/год організація ремонту, порядок підготовки і виведення в ремонт, технологія ремонтних робіт, а також приймання та оцінка стану відремонтованого
устатковання повинні відповідати вимогам положення про систему планово-попереджувальних ремонтів основного устатковання комунальних теплоенергетичних підприємств.
Енергокомпанії, виходячи з місцевих умов, стану устатковання і на підставі НД можуть розробляти і впроваджувати власну систему
організації ремонтного виробництва за умови забезпечення якісного ремонту.
Термін перегляду технологій ремонту - не рідше ніж один раз на 5 років.
5.6.1.7 Структура організації технічного обслуговування і ремонту
устатковання, будівель і споруд ВЕС повинна раціонально поєднувати зміцнення власного ремонтного підрозділу ВЕС з розвитком економічно
обгрунтованого централізованого ремонту. Одночасно повинні враховуватися індивідуальні особливості ВЕС, кількість ВЕУ, розміщення їх на місцевості, віддаленість від ремонтної бази і те, що основні ремонтні роботи повинні виконуватися в безвітряні сезони.
Ремонт складових частин ВЕУ, які вийшли з ладу, здійснюється тільки на заводах-виробниках або на спеціалізованій ремонтній базі. В
умовах ВЕС допускається тільки заміна елементів, що вийшли з ладу, придатними з комплектів запасних частин.
Перевірка технічного стану ВЕУ з метою встановлення їхньої придатності для подальшого використання проводиться відповідно до інструкції з експлуатації заводу-виробника.
Основні положення і вимоги до технічного обслуговування
устатковання ВЕС наведені в 11.1 і 11.2.
5.6.1.8 На усі види ремонтів устатковання, будівель і споруд енергооб'єктів повинні бути складені перспективні (п'ятирічні) та річні графіки, затверджені керівником енергокомпанії, які можуть
щорічно коректуватися з урахуванням результатів нагляду (контролю) за
їхнім станом.
Графіки ремонтів устатковання і споруд, що впливають на зміну
обсягів виробництва або умов передачі електричної енергії і тепла, повинні бути погоджені з диспетчерською службою НЕК "Укренерго".
Місячні графіки ремонтів загальностанційного і допоміжного
устатковання складаються на підставі річних графіків, а також у разі необхідності ремонту за фактичним станом, узгоджуються з виконавцями і затверджуються технічним керівником енергооб'єкта. Місячні графіки допускається складати у вигляді місячних планів робіт.
5.6.1.9 Періодичність і тривалість усіх видів ремонту, а також тривалість щорічного простою устатковання в ремонті встановлюються, виходячи з планованих обсягів ремонтних робіт, визначених на підставі його фактичного технічного стану.
5.6.1.10 Капітальні ремонти основного устатковання енергооб'єктів
(енергоблоки, котли, реакторні установки, турбіни) повинні проводитись в терміни за затвердженими у встановленому порядку графіками, але не пізніше ніж через 4 роки після введення в експлуатацію, основних трансформаторів і трансформаторів ВП - не пізніше ніж через 12 років після введення їх в експлуатацію, а надалі - за необхідністю, залежно від часу напрацювання, технічного стану і результатів діагностування
устатковання.
У кожному конкретному випадку рішення про перенесення капітального ремонту основного устатковання приймається індивідуально за погодженням з органами Державного нагляду в електроенергетиці.
5.6.1.11 Перед виведенням у середній або капітальний ремонт
устатковання і споруд за графіком, але не пізніше ніж за 2 місяці до початку ремонту, повинні бути визначені обсяги робіт з журналів дефектів, аналізу роботи, фактичного стану, установленого перевіркою,
обстеженням і діагностикою в міжремонтний період з урахуванням заходів перспективного графіка ремонту. Остаточна дефектація виведеного в ремонт устатковання, уточнення фізичних обсягів робіт і коректування, у разі необхідності, графіка ремонту повинні бути закінчені не пізніше ніж через 1/3 тривалості ремонту. У процесі дефектації повинні бути виявлені всі дефекти і встановлені критерії, яким повинно відповідати відремонтоване устатковання і споруди. Перед ремонтом основного устатковання і після його завершення повинні проводитися експрес-випробування з метою одержання даних для аналізу роботи устатковання і стану окремих вузлів, уточнення обсягів робіт і
оцінки якості ремонту, відповідно.
5.6.1.12 Перед початком ремонту повинні бути: а) складені відомості обсягу робіт і кошторис, які уточнюються після розкриття і огляду устатковання; б) складені графік ремонту і проект виконання ремонтних робіт; в) підготовлена необхідна ремонтна документація; складена і затверджена технічна документація на роботи, передбачені до виконання в період ремонту;
г) заготовлені в обсязі не меншому ніж 80 % згідно з відомостями
обсягів робіт необхідні матеріали, запасні частини, вузли і підготовлена необхідна технічна документація; д) укомплектований і приведений у справний стан і, у разі необхідності, випробуваний інструмент, пристосування, підйомно-транспортні механізми; е) виконані протипожежні заходи, заходи ПОП;
ж) виконані заходи радіаційної безпеки, перевірені і підготовлені до використання засоби захисту персоналу від радіоактивного
опромінення (для АЕС); й) підготовлені засоби зв'язку, у необхідних випадках - засоби телеспостереження (для АЕС); к) приведені в справний стан постійні (проектні) енергорозводки
(газів, стиснутого повітря, зварювальних мереж, низьковольтних мереж,
освітлення тощо);
л) укомплектовані з проведенням інструктажу ремонтні бригади.
5.6.1.13 Виведення устатковання і споруд у ремонт повинно проводитись за оперативними диспетчерськими заявками у терміни, зазначені в графіках ремонту і погоджені з організаціями, в
оперативному керуванні і оперативному віданні яких вони знаходяться, з оформленням розпорядчого документа (наказу, розпорядження) на виведення з роботи в ремонт.
5.6.1.14 Ремонт будівель і споруд АЕС повинен проводитися за перспективним і річним планом, а також поза планом - у випадку виявлення їх аварійно-небезпечного стану.
5.6.1.15 Під час проведення ремонтних робіт повинні дотримуватися вимоги ПОП, ППБ, промсанітарії, ядерної та радіаційної безпеки (для
АЕС).
5.6.1.16 Періодичність і обсяг планового технічного
обслуговування і ремонту устатковання і систем АЕС повинні визначатися вимогами підтримання їхньої надійності згідно з умовами і межами безпечної експлуатації, встановленими в проекті АЕС і приписами контролюючих органів.
Необхідність виконання непланового технічного обслуговування і ремонту устатковання і систем визначається за результатами нагляду за
їхнім станом.
5.6.1.17 Плановий ремонт РУ повинен виконуватися відповідно до затвердженого графіка і, як правило, приурочений до часу перевантаження ЯП у ЯР.
5.6.1.18 Ремонт головних зразків устатковання на АЕС повинен проводитися в терміни і в обсязі згідно з програмою підконтрольної експлуатації, погодженою з підприємством-виробником (розробником) і затвердженою експлуатуючою організацією.
5.6.1.19 Приймання з середнього і капітального ремонтів основного
устатковання повинно проводитися приймальною комісією, призначеною наказом керівника енергооб'єкта, за програмою, погодженою з виконавцями і затвердженою технічним керівником енергооб'єкта зі складанням актів приймання за установленою формою.
5.6.1.20 Приймання з середнього і капітального ремонту живильних помпових агрегатів, головних циркуляційних помп (ГЦП) і систем безпеки АЕС проводить комісія, очолювана технічним керівником АЕС, а приймання допоміжного устатковання, будівель і споруд з капітального ремонту і всього устатковання з поточного ремонту - під керівництвом начальника відповідного підрозділу.
5.6.1.21 Устатковання електростанцій, підстанцій, електричних мереж від 35 кВ і вище, що пройшло капітальний або середній ремонт, підлягає приймально-здавальним випробуванням під навантаженням протягом 48 годин, устатковання теплових мереж - протягом 24 годин, згідно з програмами, затвердженими технічним керівником за належністю.
Якщо приймально-здавальні випробування під навантаженням переривалися для усунення дефектів, то часом закінчення ремонту вважається час останньої в процесі випробувань постановки
устатковання під навантаження.
5.6.1.22 У разі необхідності переведення основного устатковання безпосередньо після капітального або середнього ремонту в резерв, виведення його в резерв допускається після проведення приймально-здавальних випробувань згідно з п.5.6.1.21.
5.6.1.23 Під час приймання з ремонту устатковання і систем безпеки (для АЕС) повинна проводитися оцінка якості ремонту за показниками, які характеризують повноту виконання запланованих робіт, якість відремонтованого устатковання і виконаних робіт, рівень надійності, пожежної безпеки і радіаційній безпеки (для АЕС).
5.6.1.24 Часом закінчення середнього і капітального ремонту є:
- для парових котлів ТЕС з поперечними зв'язкам і ДТ - час під'єднання котла до стаціонарного паропроводу свіжої пари або час виведення в резерв;
- для енергоблоків ТЕС і АЕС, турбоагрегатів ТЕС з поперечними зв'язками, гідроагрегатів, ВЕУ і трансформаторів - час включення
генератора в мережу; трансформаторів - час постановки під навантаження;
- для теплових мереж - час включення мережі і встановлення в ній
циркуляції мережної води;
- для електричних мереж - момент постановки під напругу, якщо під
час приймально-здавальних випробувань не відбулося вимкнення.
5.6.1.25 На енергооб'єктах і в ремонтно-налагоджувальних
організаціях повинен вестися систематичний облік ТЕП ремонтного
обслуговування устатковання, будівель і споруд за відповідними методиками; на базі аналізу ТЕП повинні розроблятися
організаційно-технічні заходи для поліпшення цих показників.
5.6.1.26 Енергооб'єкти повинні мати обладнані майстерні і ремонтні площадки у виробничих приміщеннях. Майстерні і площадки повинні бути оснащені необхідними механізмами, верстатним парком, пристроями та інструментом, відповідати санітарним нормам і вимогам технічної й пожежної безпеки, з дотриманням високої культури виробництва.
Крім цього, на АЕС повинні бути приміщення для ремонту радіоактивного тепломеханічного і електричного устатковання, побудовані (модернізовані) відповідно до вимог радіаційної безпеки,
оснащені засобами дезактивації і радіаційного контролю.
Під час проведення ремонтних робіт у зоні суворого режиму повинні виконуватися вимоги правил радіаційної і ядерної безпеки, використовуватися обліковуваний інструмент, який має особливе пофарбування.
5.6.1.27 Устатковання повинно бути оснащене стаціонарними і пересувними підйомно-транспортними засобами, такелажними пристосуваннями, інструментом і засобами механізації ремонтних робіт, а на АЕС - також пристосуваннями для дистанційного огляду і ремонту.
5.6.1.28 Ремонтні, ремонтно-налагоджувальні організації і підрозділи енергооб'єктів повинні бути укомплектовані технологічною документацією, інструментом і засобами проведення спеціальних ремонтних робіт.
5.6.1.29 В енергокомпаніях (на базах певних енергооб'єктів) повинні бути створені резервні фонди запасних частин, матеріалів і арматури, вузлів, устатковання.
Запасні вузли однотипного устатковання (ротори турбін,
генераторів, живильних помп, діафрагми, комплекти турбінних лопаток і
обмоток статорів генераторів тощо) бажано передбачати в якості
централізованого запасу енергокомпанії.
Запасні частини, вузли і матеріали, які пошкоджуються під впливом зовнішніх атмосферних умов, повинні зберігатися в закритих складах.
Розділ 2, Підрозділ 6, Глава 2
Модернізація
5.6.2.1 Для підвищення надійності устатковання і стійкості ОЕС
України, а також поліпшення ТЕП, продовження терміну експлуатації, повинна здійснюватися модернізація устатковання, споруд, систем контролю і керування, пристроїв РЗА і ЗДТК.
5.6.2.2 У кожній енергокомпанії, незалежно від їхньої відомчої належності і форм власності, повинні бути розроблені довгострокові плани технічного переоснащення електростанцій і мереж. У цьому разі повинно передбачатися правонаступництво виконання цих планів під час зміни власника або форми власності.
5.6.2.3 Для виконання вимог Закону України "Про електроенергетику" щодо забезпечення надійності і стійкості ОЕС
України та її зв'язків з енергосистемами інших держав, під керівництвом Мінпаливенерго України розробляються довгостроковий план технічного переоснащення щорічний "План заходів щодо підвищення надійності роботи устатковання і стійкості ОЕС України та регіональних ЕЕС". У ньому визначаються об'єкти, види і обсяги робіт, терміни реалізації, джерела фінансування заходів.
"План заходів щодо підвищення надійності роботи устатковання і стійкості ОЕС України та регіональних ЕЕС" узгоджується з НКРЕ і затверджується Мінпаливенерго України.
5.6.2.4 Порядок взаємодії суб'єктів електроенергетики і регіональних ЕЕС у разі модернізації, заміни і введення нового
устаткован-ня, управління, моніторингу пристроїв РЗА та ЗДТК, які передаються в керування або відання регіональній ЕЕС, визначається таким: а) суб'єкти енергетики регіонів зобов'язані:
1) погоджувати з ЕЕС обсяги, терміни, умови модернізації до розроблення технічних умов на постачання устатковання (до підготовки тендерної документації у випадку конкурсних торгів);
2) погоджувати з ЕЕС технічні умови на постачання устатковання або апаратури (розділи "Технічні специфікації", "Документація",
"Випробування", "Терміни постачання", "Навчання за контрактом");
3) забезпечувати одержання документації за контрактом, переклад
її на українську мову (у випадку застосування імпортного устатковання і апаратури) і своєчасну передачу її відповідним підрозділам ЕЕС і проектним організаціям;
4) включати під час комплектації груп для навчання на
фірмі-постачальнику устатковання або апаратури до їхнього складу
фахівців ЕЕС, які будуть забезпечувати вибір уставок і узгодження принципових схем у службах РЗА, узгодження інструкцій з експлуатації
цього устатковання чи апаратури;
5) залучати представників ЕЕС на всі технічні наради з представниками фірми-постачальника устатковання;
6) забезпечити одержання для служб РЗА від постачальника або розробити ""Методичні вказівки на вибір уставок пристроїв РЗА імпортного виробництва", узгодити їх зі службою РЗА першого рівня і представити в ЕЕС;
7) розробляти програми випробувань (перевірок) і експлуатаційну документацію, узгоджувати їх з ЕЕС;
8) приймати в експлуатацію нове устатковання і апаратуру за
участю представників ЕЕС;
9) здійснювати технічне обслуговування нового устатковання і апаратури в терміни, узгоджені з ЕЕС; б) регіональні ЕЕС зобов'язані:
1) погоджувати обсяги, терміни і умови модернізації або давати мотивовані відмови чи альтернативні пропозиції;
2) погоджувати технічні умови на постачання устатковання або апаратури і брати участь у всіх етапах робіт з модернізації, заміни або введення устатковання чи апаратури згідно з п.5.6.2.4, а), перелічення 3) - 9).
5.6.2.5 Технічні умови на постачання імпортного устатковання і власне устатковання повинні відповідати чинним в Україні НД.
5.6.2.6 Устатковання електростанцій і мереж, пристроїв РЗА і ЗДТК після модернізації підлягає приймально-здавальним випробуванням під навантаженням згідно з п.5.6.1.21 і додатковими вимогами, якщо такі передбачені інструкціями заводу-виробника і/або спеціальними програмами.
5.6.2.7 Відповідальність за модернізацію устатковання електростанцій і мереж, пристроїв РЗА і ЗДТК повинна покладатися на керівництво суб'єктів електроенергетики регіонів і регіональних ЕЕС, а для АЕС - на експлуатуючу організацію.
5.6.2.8 Управління науково-технічної політики та екології
Мінпаливенерго України (або галузевий Центр сертифікації - у разі його створення) організовує сертифікацію нового устатковання й апаратури вітчизняного та імпортного виробництва, визначає можливість
їхнього використання в енергетичній галузі.
Розділ 2, Підрозділ 7
Контроль стану металу
Розділ 2, Підрозділ 7, Глава 1
Контроль стану металу на ТЕС і ДТ
5.7.1.1 Для забезпечення надійності роботи устатковання і запобігання пошкоджень, що можуть бути викликані дефектами виготовлення деталей, а також розвитком процесів повзучості, ерозії, корозії, зниженням характеристик міцності і пластичних характеристик металу під час експлуатації, повинен бути організований контроль за станом основного і наплавленого металу.
5.7.1.2 Контроль металу повинен проводитися за планами, затвердженим технічним керівником (головним інженером) електростанції
(енергооб'єкта), у терміни й в обсягах, передбачених НД, у яких містяться вимоги щодо контролю металу в межах як нормативного терміну служби (паркового ресурсу), так і наднормативного терміну служби.
У разі необхідності повинен бути організований додатковий, понад передбачений НД контроль металу.
5.7.1.3 Основними НД, що регламентують методи, обсяги і терміни контролю металу в тривалій експлуатації є:
- ГКД 34.17.401 "Контроль та продовження строку служби металу
устаткування теплових електростанцій. Типова інструкція. Частина 1.
Котли, турбіни та трубопроводи з тиском 9 МПа і вище". (далі ГКД
34.17.401);
- ДНАОП 0.00-1.07 "Правила будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском" (далі ДНАОП 0.00-1.07);
- ДНАОП 0.00-1.08 "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" (далі ДНАОП 0.00-1.08);
- ДНАОП 0.00-1.11 "Правила будови і безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води" (далі ДНАОП 0.00-1.11). Крім
цього, додатково рекомендуються:
- "Положення про технічне діагностування енергетичного обладнання підприємств Міністерства промислової політики України", затверджене
29 листопада 1999 р., - для устатковання з тиском свіжої пари меншим ніж 90 кгс/кв.см (9 МПа) з уточненням обсягів і термінів контролю на підставі досвіду експлуатації за рішенням експертно-технічних комісій
(ЕТК);
- інші НД, узгоджені з Держнаглядохоронпраці. Основними НД, які регламентують розрахунки на міцність деталей тривало експлуатованих котлів і трубопроводів, є:
- ОСТ 108.031.08 "Котлы стационарные и трубопроводы пара и
горячей воды. Нормы расчета на прочность. Общие положения по
обоснованию толщины стенки" (далі ОСТ 108.031.08);
- ОСТ 108.031.09 "Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Методы определения толщины стенки" (далі ОСТ 108.031.09);
- ОСТ 108.031.10 "Котлы стационарные и трубопроводы пара и
горячей воды. Нормы расчета на прочность. Определение козффициентов прочности".
5.7.1.4 Контроль металу, у тому числі технічне діагностування, повинен здійснюватися фахівцями лабораторії чи служби металів, які мають дозвіл Держнаглядохоронпраці, разом з персоналом цехів, у віданні яких знаходиться відповідне устатковання. У разі необхідності можуть бути залучені спеціалізовані організації.
5.7.1.5 На енергооб'єкті повинен бути організований збір і аналіз інформації про результати контролю й пошкодження металу для розроблення заходів, які запобігають аварійним зупинам і відмовам
устатковання.
5.7.1.6 Технічні документи, в яких реєструються результати контролю металу, повинні зберігатися в цеху, у віданні якого є контрольоване устатковання, або в лабораторії металів енергооб'єкта до виведення устатковання з експлуатації (до списання).
Такі документи, як технічні висновки про стан вузлів устатковання і продовження терміну експлуатації, висновки спеціалізованих
організацій, технічні рішення ЕТК і енергооб'єкта, висновки, які передбачають виконання додаткового або позачергового контролю, повинні зберігатися в цеху і в лабораторії металів.
5.7.1.7 На енергооб'єкті повинен проводитися вхідний контроль металу вузлів та деталей устатковання, в тому числі поопераційний, з метою визначення їхньої відповідності технічним умовам і чинним НД, а також одержання даних для порівняльної оцінки стану основного і наплавленого металу до введення устатковання в експлуатацію і під час наступного експлуатаційного контролю.
5.7.1.8 Вхідному контролю підлягає метал вузлів та деталей
устатковання, що вводиться в експлуатацію, а також нових, встановлюваних на заміну під час ремонту експлуатованого
устатковання. Методи й обсяги вхідного контролю металу визначаються
ГКД 34.25.301 "Котли, турбіни та трубопроводи ТЕС. Положення про вхідний контроль металу теплоенергетичного обладнання з тиском 9 МПа і вище".
5.7.1.9 Експлуатаційний контроль повинен бути організований для
оцінки зміни стану металу вузлів та деталей устатковання і перевірки його придатності до подальшої експлуатації в межах нормативного терміну служби (паркового ресурсу).
5.7.1.10 Під час проведення експлуатаційного контролю металу повинні вимірятися залишкова деформація і товщина стінок навантажених внутрішнім тиском вузлів та деталей, що працюють в умовах повзучості
чи ерозійного зношення, а також у корозійному середовищі.
Крім того, повинні контролюватися механічні властивості і суцільність основного і наплавленого металу.
Обсяг і періодичність експлуатаційного контролю основного
устатковання ТЕС регламентовані ГКД 34.17.401.
5.7.1.11 Вимірювання залишкової деформації (у разі необхідності з перевіркою швидкості повзучості) повинні бути організовані на високотемпературних, з робочою температурою понад 450 град.С, прямих трубах, прямих ділянках згинів і колекторах із зовнішнім діаметром більшим ніж 100 мм.
Згини паропроводів з вуглецевої сталі з робочою температурою понад 400 град.С, при розрахункових напруженнях від внутрішнього тиску згідно з ОСТ 108.031.08 і ОСТ 108.031.09 більших ніж 50 % від допустимого значення чи наробітку понад парковий ресурс, слід розглядати як високотемпературні з врахуванням можливості зменшення запасу міцності нижче від нормативного під час довготривалої експлуатації.
Контроль залишкової деформації осьових каналів роторів високого тиску (РВТ) і роторів середнього тиску (РСТ) турбін ЛМЗ і УТМЗ із робочою температурою пари 530 град.С і вище проводиться для діаметра каналу 70 мм і більше.
5.7.1.12 Для вимірювання товщини стінки й оцінки суцільності металу повинні застосовуватися, як правило, неруйнівні методи контролю (візуальний контроль; ультразвукова, магнітопорошкова і кольорова дефектоскопія; гамма-дефектоскопія тощо).
5.7.1.13 Основним критерієм необхідності детального обстеження стану металу (технічного діагностування) і визначення можливості подальшої надійної його експлуатації є напрацювання паркового або розрахункового ресурсу (розрахункового терміну служби).
Парковий або розрахунковий ресурс (розрахунковий термін служби) для основних вузлів і деталей, що визначають тривалість експлуатації
устатковання (барабани і колектори котлів, згини загальностанційних, внутрішньокотлових і внутрішньотурбінних трубопроводів, ротори,
циліндри і корпуси стопорно-регулювальних клапанів турбін, посудин великого об'єму, які працюють під тиском), повинен встановлюватися
(уточнюватися) з урахуванням фактичних розмірів і параметрів середовища (Додаток А) у таких випадках:
- відсутності у проектній документації вказаних відомостей;
- невідповідності зазначених відомостей конкретним вказівкам
Додатку А;
- невідповідності умов експлуатації (параметрів середовища) вищевказаних вузлів і деталей проектним чи відхилень їхніх розмірів від проектних, якщо це призводить до скорочення паркового або розрахункового ресурсу (розрахункового терміну служби);
- виявлення пошкоджень через вичерпання ресурсу в ході експлуатації, прискореної повзучості чи зношення за даними експлуатаційного контролю.
Відомості про паркові (розрахункові) ресурси чи розрахункові терміни служби устатковання і трубопроводів для проектних розмірів і
умов експлуатації повинні бути наведені в проектній документації.
Для однотипних деталей, з найбільш високими параметрами середовища чи мінімальними товщинами стінок, індивідуальні ресурси визначаються на підставі Додатку А. Результати визначення чи
уточнення повинні бути занесені в паспорт устатковання
(трубопроводу). Якщо вони перевищують проектні чи зазначені в НД, то спосіб їхнього визначення і величини необхідно погодити з ВАТ
"ЛьвівОРГРЕС" чи ДДП "ДонОРГРЕС" (далі ОРГРЕС) або іншою спеціалізованою організацією.
5.7.1.14 Допускається зміщення термінів виконання технічного діагностування кожної деталі в більшу чи меншу сторону до 10 % від тривалості індивідуального ресурсу. Для деталей з передбаченим контролем мікропошкодженості, зміщення термінів виконання технічного діагностування не повинно перевищувати 5 % від тривалості індивідуального ресурсу.
У разі неможливості дотримання зазначених вимог для деталей
одного котла чи трубопроводу через розбіжність індивідуальних ресурсів під час проведення одночасного технічного діагностування агрегату в цілому, технічне діагностування повинно виконуватися в
ході декількох планових ремонтів за чергою, у міру вичерпання індивідуальних ресурсів конкретних деталей.
Дострокове виконання технічного діагностування устатковання в загалом чи окремих його деталей до вичерпання паркового ресурсу необхідне у випадках:
- тривалої експлуатації устатковання (трубопроводу) з відмінними від проектних параметрами, якщо це призводить до зниження паркового ресурсу більш ніж на 5 %;
- наявності у складі устатковання і трубопроводів (крім випадків, коли зміна параметрів була врахована під час уточнення паркового ресурсу, згідно з п.5.7.1.13), вузлів і деталей з індивідуальним ресурсом меншим від проектного чи уточненого - більш ніж на 5 %;
- виявлення дефектів, які неможливо усунути під час ремонтів;
- виявлення під час експлуатації кількаразових однотипних пошкоджень;
- незадовільних характеристиках металу за результатами експлуатаційного контролю;
- досягнення величини залишкової деформації, що перевищує половину допустимої для високотемпературних деталей;
- численних або тривалих порушень норм водно-хімічного режиму чи вимог РД 34.17.417 "Положение об оценке ресурса, порядке контроля й заменьї гибов необогреваемьіх труб котлов с рабочим давлением 10 й 14
МПа" (далі РД 34.17.417) для необігрівних труб котлів - за рішенням
ЕТК.
5.7.1.15 Допустимість і умови подальшої експлуатації деталей, що вичерпали парковий або розрахунковий ресурс (розрахунковий термін служби), а також у випадках незадовільних результатів експлуатаційного контролю чи виявлення пошкоджень, які не можуть бути
усунуті ремонтом, визначаються ЕТК.
Експертно-технічні комісії створюються при енергокомпаніях для вирішення питань з технічного діагностування, продовження терміну експлуатації понад нормативний, усунення виявлених дефектів
устатковання.
Склад і завдання ЕТК, зміст і порядок представлення рішень ЕТК наведені в ГКД 34.17.401 (розділи 1 і 3).
За рішенням ЕТК для уточнення індивідуальних або розрахункових ресурсів (розрахункових термінів служби) і технічного діагностування залучаються як виконавці чи консультанти спеціалізовані організації, які мають відповідні дозволи Держнаглядохоронпраці і досвід застосування сучасних методів діагностування і розрахункової оцінки міцності при тривалій експлуатації в обсязі чинних НД.
5.7.1.16 Експертно-технічна комісія розглядає:
- програму технічного діагностування конкретного устатковання;
- результати технічного діагностування й експлуатаційного контролю деталей і вузлів, зазначених у п.5.7.1.17 і п.5.7.1.19, а також експлуатаційного контролю однотипних за конструкцією та умовами роботи деталей (вузлів) за весь термін експлуатації й у ході ремонтів;
- нормативну документацію за критеріями допустимості подальшої експлуатації деталей, що вичерпали парковий або розрахунковий ресурс
(розрахунковий термін служби), чи дефектних деталей;
- централізовану інформацію про досвід експлуатації аналогічних деталей (вузлів) на інших ТЕС.
За результатами розгляду ЕТК приймає рішення;
- щодо продовження експлуатації вищевказаних деталей (вузлів) у повному чи частковому обсязі, у разі необхідності - з додатковим контролем;
- щодо продовження експлуатації з попереднім ремонтом;
- про повну чи часткову заміну деталей (вузлів), які не задовольняють вимоги п.5.7.1.17, п.5.7.1.19 і п.5.7.1.20.
Рішення ЕТК про продовження терміну служби устатковання і трубопроводів понад парковий ресурс, або тимчасово з неусунутими дефектами, повинні бути погоджені з ОРГРЕС чи іншою спеціалізованою
організацією і затверджені керівництвом енергокомпанії.
5.7.1.17 Під час технічного діагностування високотемпературних деталей, виконуються: а) розрахункове уточнення допустимості продовження терміну експлуатації найбільш навантажених елементів з урахуванням фактичних
умов роботи.
Для корпусних деталей парових турбін (циліндрів високого тиску,
циліндрів середнього тиску, корпусів стопорних і регулювальних клапанів) після напрацювання паркового ресурсу розрахунки виконуються спеціалізованою організацією у випадках виявлення дефектів, які не
усуваються під час ремонту, і у разі неможливості заміни або кількості пусків більшої від проектної).
Для згинів паропроводів індивідуальні ресурси, за необхідністю,
уточнюються відповідно до Додатку А з урахуванням усереднених параметрів пари за весь термін експлуатації і фактичної товщини стінки розтягнутої зони на час виконання технічного діагностування; б) контроль суцільності металу згинів, зварних з'єднань і радіусних переходів литих деталей в обсязі вимог ГКД 34.17.401; в) аналіз даних залишкової деформації і швидкості повзучості за
увесь час експлуатації;
г) контроль твердості металу гнутих зон згинів, зварних з'єднань і литих деталей; для згинів, що вичерпали індивідуальний ресурс чи із залишковою деформацією понад 0,4 %, контроль твердості металу - для
100 % згинів; д) контроль фактичної товщини стінок деталей, навантажених внутрішнім тиском; е) вибірковий неруйнівний контроль початку розтріскування зовнішньої поверхні в найбільш навантажених зонах і зонах підвищеної повзучості (контроль мікропошкодженості методом реплік). Для
однотипних деталей з однаковими умовами експлуатації вибірковий контроль мікропошкодженості виконується на деталях з найменшою
фактичною товщиною стінки і найбільшою залишковою деформацією. Крім того, контроль мікропошкодженості необхідно проводити для згинів паропроводів з овальністю меншою ніж 2 % або менше від половини початкової.
Критерії мікропошкодженості згинів високотемпературних паропроводів наведені в п.А.7;
ж) оцінка ступеня графітизації зварних з'єднань деталей з вуглецевої сталі; й) контроль (за вирізкою) корозійних пошкоджень і механічних
характеристик металу згинів паропроводів ТЕЦ, які використовують зворотний конденсат хімічних і нафтохімічних підприємств; і к) перевірка критеріїв допустимості продовження експлуатації металу корпусних деталей і роторів турбін згідно з ГКД 34.17.401
(розділи 6,7 і додаток А) і, додатково для корпусних деталей, визначення:
- в'язкої складової в зламі зразка для випробувань на ударну в'язкість (КСУ) - не менше ніж 100/50 %;
- критичного розкриття під час ударного навантаження при робочій температурі - не менше ніж 0,25 мм;
- твердості при робочій температурі - не менше ніж 850 МПа для сталі 15Х1М1ФЛ, 950 МПа для сталі 20ХМФЛ і 900 МПа для сталі 20ХМЛ.
Вирізка з гнутої зони згину, найгіршого із забракованих контролем мікропошкодженості чи залишкової деформації, або контролем суцільності, виконується в разі виявлення будь-якого із вказаних дефектів до вичерпання індивідуального ресурсу згину.
Вирізки із згинів паропроводів електростанцій, які використовують зворотний конденсат нафтових і нафтохімічних підприємств, виконуються після напрацювання 50 і 100 % індивідуального ресурсу. Місця вирізок встановлюються лабораторією (службою) металів або спеціалізованою
організацією.
5.7.1.18 Експлуатація високотемпературних деталей (крім поверхонь нагріву) після вичерпання індивідуального ресурсу і проведення технічного діагностування допускається у разі дотримання таких умов:
- допустимих величин залишкової деформації і швидкості повзучості за попереднім циклом контролю;
- задовільних результатів контролю мікропошкодженості і суцільності;
- твердості гнутих зон згинів, наплавленого металу й навколошовних зон зварних з'єднань і характеристик металу високотемпературних деталей турбін, що задовольняють вимоги ГКД
34.17.401;
- ступеня графітизації зварних з'єднань деталей з вуглецевої сталі згідно з чинними НД не більше ніж бал 1.
Для деталей, у яких чинними НД чи проектом контроль залишкової деформації і мікропошкодженості не передбачений, продовження експлуатації допускається у разі задовільних результатів експлуатаційного контролю і технічного діагностування на підставі розрахунку, виконуваного спеціалізованою організацією і додаткових критеріїв можливості продовження експлуатації згідно з п.5.7.1.17.
Для згинів високотемпературного паропроводу продовження терміну служби понад індивідуальний ресурс визначається за згинами з найменшим індивідуальним ресурсом чи з залишковою деформацією понад
0,4 %, у разі задовільних результатів вибіркового контролю мікропошкодженості - для не менше ніж трьох із зазначених згинів (при
цьому згини тупикових зон з залишковою деформацією менше 0,2 % не враховуються).
Тріщини будь-якого виду на згинах і зварних з'єднаннях паропроводів не допускаються.
У випадках незадовільних результатів контролю мікропошкодженості
(вище бала 4 згідно з п.А.7) на одному з перевірених згинів паропроводу чи наявності інформації про пошкодження однотипних за конструкцією, параметрами пари і напрацюванням згинів з ознаками вичерпання ресурсу на інших ТЕС, контроль мікропошкодженості повинен виконуватися на всіх однотипних згинах, де залишкова деформація перевищила 0,4 % чи фактичне напрацювання перевищило індивідуальний ресурс.
У разі виявлення на згинах паропроводів мікропошкодженості вище бала 3 продовження терміну експлуатації допускається за узгодженням з
ОРГРЕС або іншою спеціалізованою організацією, яка має дозвіл
Держнаглядохоронпраці.
Критерії допустимості продовження експлуатації роторів і корпусних деталей парових турбін приймаються згідно з ГКД 34.17.401 з додатковими обмеженнями:
- для зовнішньої поверхні ротора не допускаються тріщини
(тріщиноподібні дефекти) глибиною понад 1 мм;
- допустимі глибина дефектів і величина пластичної деформації
осьових каналів роторів визначаються згідно з РД 34.17.406
"Инструкция по контролю роторов паровых турбин со сторони осевого канала";
- фактична швидкість збільшення тріщин корпусних деталей за останній міжремонтний період не повинна перевищувати 0,001 мм/год.
У разі незадовільних характеристик металу можливість продовження експлуатації визначається спеціалізованою організацією.
5.7.1.19 Під час технічного діагностування низькотемпературних (з робочою температурою нижче від наведеної в п.5.7.1.11) деталей котлів і трубопроводів повинні виконуватися:
- уточнення розташування зон найбільшого корозійного й ерозійного зношення і значень мінімальних товщин стінок деталей у цих зонах і
однотипних деталей в інших зонах;
- вибіркова перевірка відповідності міцності і пластичності металу в холодному стані вимогам ТУ чи НД;
- розрахункове визначення напружень від внутрішнього тиску згідно з ОСТ 108.031.09 у зонах мінімальної товщини, і допустимості їх з
урахуванням фактичних характеристик металу (коефіцієнт запасу міцності по границі текучості не менше ніж 1,5);
- розрахункове чи експериментальне визначення зон розташування найбільших циклічних напружень і допустимих значень їх залежно від кількості циклів згідно з РТМ 24.038.08 "Расчет трубопроводов
энергетических установок на прочность" (далі РТМ 24.038.08) і РТМ
24.038.11 "Расчет прочности трубопроводов энергоустановок для условий нестационарных температурних режимов". У випадках виявлення корозійно-втомних пошкоджень розрахунок на втомність повинен виконуватися з
урахуванням вимог РТМ 108.031.112 "Котлы стационарные паровые и водогрейнфые и трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки долговечности колен трубопроводов" розділ 4, (далі РТМ 108.031.112) в
частині вибору допустимих циклічних напружень і фактичної кількості
циклів;
- контроль суцільності металу згинів трубопроводів і зварних з'єднань в обсязі вимог ГКД 34.17.401 (додаток А) зі збільшенням
обсягу у разі негативних результатів експлуатаційного контролю;
- контроль суцільності деталей турбін в обсязі вимог ГКД
34.17.401 (додаток А);
- 100-відсотковий контроль суцільності (при кількості циклів
"пуск-зупин" понад 1000 чи виявленні втомних пошкоджень під час експлуатаційного контролю) згинів- і навантажених внутрішнім тиском зварних з'єднань, крім стикових з'єднань "труба з трубою", у зонах, де амплітуда розрахункових циклічних напружень перевищує 80 % максимального значення. У зонах з меншими амплітудами циклічних напружень обсяг контролю встановлюється ЕТК з урахуванням результатів контролю зон з високими напруженнями;
- візуальний огляд і гідравлічні випробування;
- контроль суцільності металу згинів і зварних з'єднань у зонах максимальних втомних напружень - для трубопроводів, у яких максимальна віброшвидкість в стаціонарному режимі перевищує 15 мм/с.
Для трубопроводів живильної води додатково:
- виконання вимог ГКД 34.17.401 в повному обсязі;
- перевірка фактичної товщини стінок розтягнутої і нейтральних зон всіх згинів.
Для барабанів котлів методи й обсяги технічного діагностування рекомендується приймати згідно з ГКД 34.17.401 (додаток А). Додатково повинні виконуватись:
- визначення овальності і прогину корпусу;
- перевірка суцільності внутрішньої поверхні і товщини стінок
обичайок;
- перевірка кутових зварних з'єднань штуцерів під'єднаних труб і з'єднань кріплення сепараційних пристроїв.
У разі значної кількості дефектів і ремонтних заварок або напрацюванні паркового ресурсу програма технічного діагностування барабанів повинна бути узгоджена зі спеціалізованою організацією.
Для необігрівних труб котлів обсяг і порядок контролю визначаються відповідно до РД 34.17.417. У разі незадовільної надійності згинів цих труб під час попередньої експлуатації, вони повинні замінюватися згинами, товщина стінки яких відповідає вимогам п. 6.2 цього ж РД 34.17.417.
5.7.1.20 Продовження експлуатації низькотемпературних деталей котлів (крім поверхонь нагріву) і трубопроводів після напрацю-вання розрахункового ресурсу або терміну служби (для барабанів -паркового ресурсу) і проведення технічного діагностування допускається у разі виконання таких умов:
- мінімальна фактична товщина стінки при відповідності якості металу вимогам НД - не менша ніж 90 % проектної. Для товщини стінки меншій ніж 90 % проектної продовження експлуатації допускається тільки у разі задовільних результатів перевірочного розрахунку на міцність від внутрішнього тиску згідно з ОСТ 108.031.08 і ОСТ
108.031.09 з урахуванням фактичних параметрів і мінімальних значень товщини стінки;
- задовільних результатів контролю суцільності, в тому числі в зазначених у п.5.7.1.19 зонах високих втомних навантажень;
- глибина поздовжніх дефектів на зовнішній і внутрішній поверхнях згинів не більша ніж 2 мм або 10 % товщини стінки;
- відсутність тріщин на недоступних для огляду і ремонту внутрішніх поверхнях прямих труб, згинів і поздовжніх швах труб; на зовнішніх поверхнях згинів і поздовжніх швів тріщини повинні бути
усунуті;
Для трубопроводів живильної води додатково:
- у разі виявлення окремих корозійних виразок або раковин на внутрішній поверхні труб і згинів їх глибина не повинна перевищувати
10 % номінальної товщини стінки (але не більше 3 мм), а довжина перевищувати 0,25*кв.кор.(D*S) , (D - середній діаметр, S - товщина стінки);
- при виявленні корозійно-втомних пошкоджень на внутрішній поверхні труб і згинів (поздовжнє розтріскування або ланцюжки виразок) обстеження, визначення можливості продовження експлуатації і додаткові вимоги до неї, а також обсяг додаткового контролю виконуються згідно з інформаційним листом "О режимах эксплуатации трубопроводов питательной воды блоков СКД" № 1-95.
У випадках зниження характеристик міцності металу нижче від вимог
НД, але збереження задовільних характеристик пластичності і ударної в'язкості, продовження експлуатації з проектними параметрами допускається у разі задовільних результатів перевірочного розрахунку на міцність від внутрішнього тиску (запас міцності щодо фактичної
границі текучості не менш 1,5) і дотриманні вимог РД 34.17.417.
Метал барабанів котлів повинен відповідати таким вимогам:
- твердість 130 НВ - 190 НВ для сталей 16ГНМ і 16ГНМА;
- твердість 120 НВ-180 НВ для інших сталей;
- відсутність тріщин у зварних з'єднаннях;
- глибина окремих корозійних виразок і раковин не більше ніж 10 % товщини стінки (у разі відсутності дрібних тріщин навколо);
- значення тимчасового опору і умовної границі текучості повинні бути не нижчі ніж 95 % відповідних характеристик згідно з ТУ на поставку;
- відношення умовної границі текучості до тимчасового опору
(границі міцності) не повинно бути більшим ніж 0,7 для вуглецевих і
0,8 для легованих сталей;
- відносне видовження повинно бути не менше ніж 16 %;
- ударна в'язкість (КСV) повинна бути не нижча ніж 2,5 кГсм/ кв.см (25 кДж/кв.м).
Технологія ремонту зварних з'єднань барабанів з дефектами, можливість подальшої експлуатації у разі виявлення розшарування металу обичайок і днищ або глибини виразок і раковин більше ніж 10 % товщини їх стінки, місце вирізки (пробки) для механічних випробувань визначається спеціалізованою організацією.
Для необігріваних труб котлів умови допустимості продовження експлуатації наведені в РД 34.17.417.
5.7.1.21 Обсяг і методи діагностування низькотемпературних деталей парових турбін з робочою температурою меншою ніж 450 град.С
установлюються ГКД 34.17.401 (розділ 7, додаток А).
У разі виявлення дефектних деталей і неможливості їх заміни під
час ремонту, допустимість продовження експлуатації цих деталей
узгоджується із спеціалізованою організацією.
5.7.1.22 Технічне діагностування низькотемпературних (які працюють при температурі гріючої пари менші ніж 400 град.С) посудин виконується після вичерпання розрахункового терміну служби (в роках).
Під час технічного діагностування навантажених тиском деталей низькотемпературних посудин, якщо можливий внутрішній огляд, повинні виконуватися:
- обстеження внутрішньої поверхні посудини з визначенням максимальної глибини корозійного й ерозійного зношення;
- УЗД і МПД навантажених внутрішнім тиском зварних з'єднань
обичайки, днища і кутових швів приварки під'єднаних трубопроводів (у разі виявлення тріщин - вибирання їх абразивом на всю глибину, заварювання і наступні МПД чи УЗД);
- визначення фактичної овальності обичайок;
- обстеження і контроль УЗД чи МПД вм'ятин, випучин і зони зміни рівня води;
- визначення механічних властивостей матеріалу за випробуванням зразків із вирізки (пробки) у разі незадовільних результатів визначення механічних властивостей неруйнівними методами або при мінімальному значенні товщини стінки меншій ніж 90 % проектної;
- розрахунок на міцність корпусу і днища з урахуванням фактичних параметрів, мінімальної товщини стінки і місцевих стоншень відповідно до ГОСТ 14249 "Сосудьі й аппаратьі. Нормьі й методьі расчета на прочность" або ОСТ 108.031.08 і ОСТ 108.031.09, у цьому випадку допустимі напруження повинні прийматись не вищими від нормативних значень;
- розрахунок на втомність згідно з ГОСТ 25859 "Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках" при кількості циклів навантаження понад 1000, або експлуатації з частими коливаннями тиску понад 15 % номінального чи виявленні втомних пошкоджень;
- опосвідчування і гідравлічне випробування згідно з ДНАОП
0.00-1.07.
У випадках незадовільних результатів розрахунків на втомність необхідне виконання додаткового контролю суцільності в зонах впливу концентраторів напружень (стикові зварні з'єднання з непроваром, зварні з'єднання інших конструкцій, риски глибиною понад 1 мм,
отвори, радіусні переходи, зміни товщини стінки з кутом нахилу понад
25 град.) з величиною циклічних напружень, які перевищують допустиму.
У разі недостатньої надійності розрахунку на втомність
(відсутність відомостей щодо кількості циклів, неможливість оцінки кількості циклів з похибкою не більшою ніж 20 %, відсутність вихідних даних для розрахунку амплітуд циклічних напружень) додатковий контроль суцільності повинен виконуватися для зон впливу всіх концентраторів напружень.
Для деаераторів підвищеного тиску додатково повинні бути виконані вимоги ГКД 34.17.404 "Техническое диагностирование и продление
эксплуатации оборудования тепловых электростанций. Деаэраторы с давлением среды 0,6 МПа и выше. Положение".
Для корпусів підігрівників високого тиску (ПВТ) і підігрівників низького тиску (ПНТ) додатково повинні бути виконані вимоги РД
34.17.428 "Положение о порядке продления срока эксплуатации корпусов
ПВД и ПНД свыше 30 лет" (далі РД 34.17.428).
Критерії допустимості подальшої експлуатації деаераторів і корпусів ПВТ і ПНТ при проектних параметрах:
- фактична товщина корпусу в місцях корозійних виразок не менша ніж 90 % проектної (у разі відповідності характеристик металу вимогам
НД);
- відсутність тріщин, непроварів, випучин і вм'ятин з дефектами суцільності;
- твердість металу в інтервалі 110 НВ - 180 НВ;
- овальність обичайок не вища від допустимої (проектної);
- задовільні результати гідровипробувань відповідно до вимог
ДНАОП 0.00-1.07;
- задовільні результати перевірочних розрахунків міцності;
- фактична товщина обичайок і днищ корпусів ПВТ не менша від зазначеної в РД 34.17.428 величини.
Після усунення всіх недопустимих дефектів, виявлених під час експлуатації і технічного діагностування, при задовільних результатах розрахунку на міцність із запасом по товщині стінки (С ) не меншим ніж 50 % максимальної величини зношення за час експлуатації до діагностування і відсутності пошкоджень в подальшій експлуатації, повторне технічне діагностування низькотемпературних посудин повинно виконуватись не пізніше напрацювання 150 % розрахункового терміну служби.
5.7.1.23 Дозвіл на продовження терміну експлуатації
устаткован-ня, на яке поширюються вимоги ДНАОП 0.00-1.07, ДНАОП
0.00-1.08 і ДНАОП 0.00-1.11 понад парковий або розрахунковий ресурс
(розрахунковий термін служби) на підставі результатів технічного діагностування і рішення ЕТК видається місцевою інспекцією
Держнаглядохоронпраці із записом у паспорті устатковання.
5.7.1.24 Для високотемпературних деталей котлів і паропроводів з напрацюванням понад індивідуальний ресурс чи залишковою деформацією,
що перевищує 50 % допустимої, при задовільних результатах технічного діагностування експлуатаційний контроль металу під час подальшої експлуатації виконується з такими особливостями: а) контроль залишкової деформації повинен виконуватися для прямих труб не більше ніж через 50000 год; для прямих ділянок згинів, де контроль мікропошкодженості відсутній, - не більше ніж через 25000
год; б) для згинів, де при технічному діагностуванні виконувався контроль мікропошкодженості, інтервал часу до повторного контролю мікропошкодженості в місцях виконання попереднього (з повторним поліруванням) визначається залежно від бала мікропошкодженості за результатами попереднього контролю, але не більше ніж 25000 год; контроль залишкової деформації для цих згинів виконується одночасно з повторним контролем мікропошкодженості; в) для деталей, де індивідуальний ресурс на час виконання технічного діагностування найменш довговічних деталей не вичерпаний і величина залишкової деформації не перевищує 50 % допустимої, експлуатаційний контроль виконується відповідно до ГКД 34.17.401
(додаток А) до часу вичерпання індивідуального ресурсу чи збільшення залишкової деформації до 50 % допустимої. Після цього допустимість подальшої експлуатації зазначених деталей визначається ЕТК за результатами технічного діагностування відповідно до п.5.7.1.17, а експлуатаційний контроль у випадку продовження експлуатації виконується відповідно до вказівок перелічень а) і б) (додатково до тих деталей, де підвищені вимоги з контролю були встановлені на підставі результатів попереднього діагностування);
г) контроль суцільності деталей з напрацюванням меншим від індивідуального ресурсу, включаючи радіусні переходи литва і зварні з'єднання, виконується в обсязі вимог ГКД 34.17.401 (додаток А). Для деталей з напрацюванням вищим від індивідуального ресурсу або з підвищеною залишковою деформацією, чи у разі виявлення під час попередньої експлуатації неодноразових пошкоджень, періодичність контролю повинна бути скорочена до 25000 год; д) контроль мінімальної товщини стінки розтягнутої зони і твердості гнутої зони згинів паропроводів виконується відповідно для трьох згинів кожного паропроводу з мінімальними товщинами стінок
черет кожні 50000 год і трьох згинів з найменшою твердістю через кожні 100000 год після проведення технічного діагностування.
Обсяг контролю, крім зазначеного в переліченнях а), б), в), г) і д), повинен відповідати вимогам ГКД 34.17.401 (додаток А).
Деталі, що не задовольняють вимоги п.5.7.1.18, до подальшої експлуатації не допускаються. Крім того, не допускається продовження експлуатації:
- деталей, де виявлені дефекти, які не усуваються у ході ремонту;
- паропровідних згинів зі збільшенням швидкості повзучості відносно усталеного раніше значення.
Допустимість продовження експлуатації повинна бути погоджена з
ОРГРЕС у випадках:
- напрацювання згинами паропроводів понад півторакратний індивідуальний ресурс;
- загальної тривалості експлуатації понад 400000 год;
- зниження твердості металу, в тому числі литих деталей, нижче від мінімального значення згідно з НД.
Вимоги перелічень а) - д) залишаються в силі для подальшої експлуатації у разі задовільних результатів повторного контролю залишкової деформації і мікропошкодженості. У цьому випадку результати повторного контролю пластичної деформації і мікропошкодженості використовуються для чергового циклу контролю як результати попереднього.
Вимоги щодо методів, обсягу і періодичності контролю високотемпературних деталей парових турбін наведені в ГКД 34.17.401
(додаток А). У разі напрацювання (за часом чи кількістю циклів), яке перевищує парковий ресурс, або виявленні пошкоджень, що не
усуваються, вимоги щодо наступного контролю повинні бути погоджені зі спеціалізованою організацією.
5.7.1.25 У разі задовільних результатів технічного діагностування і продовженні експлуатації низькотемпературних деталей котлів і трубопроводів, експлуатаційний контроль металу виконується з такими
особливостями:
- ультразвукова товщинометрія (УЗТ) деталей з найбільшим корозійним і ерозійним зношенням за даними технічного діагностування, з терміном виконання - не пізніше зниження товщини стінки до мінімально допустимої згідно з п.5.7.1.20 за розрахунком з умови рівномірної швидкості стоншення за даними експлуатаційного контролю і технічного діагностування;
- 100-відсотковий контроль суцільності згинів і зварних з'єднань трубопроводів у зонах підвищених циклічних навантажень (п.5.7.1.19), крім стикових з'єднань "труба з трубою", після напрацювання 1000
циклів "пуск-зупин", де раніше такий контроль не виконувався. Якщо такий контроль раніше виконувався, то повторний контроль повинен проводитися після півторакратного напрацювання кількості циклів стосовно попереднього контролю. У випадках виявлення під час попереднього чи експлуатаційного контролю втомних пошкоджень у зонах підвищених навантажень кількість циклів, коли повинен виконуватися повторний контроль, установлюється ЕТК;
- контроль суцільності згинів і зварних з'єднань трубопроводів відповідно до вимог ГКД 34.17.401 (додаток А). Для деталей з виявленням у ході технічного діагностування значної кількості пошкоджень обсяг контролю збільшується, а періодичність його скорочується відповідно до рішення ЕТК;
- вибірковий контроль відповідності характеристик міцності і пластичних характеристик металу в холодному стані вимогам НД виконується одночасно з контролем суцільності згинів і зварних з'єднань у зонах підвищених циклічних навантажень, але не пізніше півторакратного напрацювання в годинах на час виконання попереднього контролю;
- у випадках продовження експлуатації деталей без усунення допустимих згідно з п.5.7.1.20 дефектів, вимоги щодо періодичності контролю їхнього розвитку повинні бути встановлені ЕТК.
Обсяг контролю, крім вищевказаного, повинен відповідати вимогам
ГКД 34.17.401 (додаток А).
Деталі, що не задовольняють вимоги п.5.7.1.20, до подальшої експлуатації не допускаються. Крім того, не допускається продовження експлуатації деталей, у яких виявлене:
- збільшення розмірів дефектів, які не усунені під час попереднього ремонту (крім випадків, коли гранична величина дефектів
обумовлена в чинних НД і продовження експлуатації узгоджене з ОРГРЕС
чи іншою спеціалізованою організацією);
- порушення суцільності, які не усуваються під час ремонту, в тому числі дефекти в недоступних для огляду і ремонту зонах, із
граничними розмірами згідно з п.5.7.1.20;
- зниження пластичних характеристик і ударної в'язкості менше від мінімально допустимих значень згідно з НД;
- зниження характеристик міцності, що призводить до зменшення запасів міцності по напруженнях від внутрішнього тиску нижче від мінімально допустимих значень згідно з ОСТ 108.031.08 (розділ 5).
Вимоги щодо обсягу, періодичності і методів контролю низькотемпературних деталей парових турбін наведені в ГКД 34.17.401
(розділ 7, додаток А).
Вимоги до стану металу посудин для продовження експлуатації у разі задовільних результатів технічного діагностування наведені в п.5.7.1.22.
Розділ 2, Підрозділ 7, Глава 2
Контроль стану металу на АЕС
5.7.2.1 Для забезпечення надійності і безпеки роботи тепломеханічного устатковання і трубопроводів АЕС, запобігання пошкоджень, що можуть бути викликані дефектами виготовлення деталей, а також розвитком ерозії, корозії, зниженням характеристик міцності металу і зварних з'єднань у процесі експлуатації, повинен бути
організований контроль за станом основного, наплавленого металу і зварних з'єднань.
5.7.2.2 Основним НД, що регламентує вимоги щодо контролю металу
устатковання і трубопроводів АЕС, є ПНАЭ Г-7-008 "Правила устройства
и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных
энергетических установок" (далі ПНАЗ Г-7-008).
5.7.2.3 Контроль стану металу поділяється на передексплуатаційний, періодичний, позачерговий.
Передексплуатаційний контроль проводиться до введення
устатковання і трубопроводів в експлуатацію з метою визначення початкового стану металу відповідно до вимог НД, реєстрації допустимих пошкоджень (не суцільно стей) для спостереження за ними у процесі експлуатації виявлення дефектів виготовлення і монтажу.
Періодичний контроль проводиться у процесі експлуатації
устатковання і трубопроводів з метою виявлення і реєстрації пошкоджень, зміни фізико-механічних властивостей і структури металу, а також оцінки його стану.
Позачерговий контроль виконується відповідно до вимог НД з
Контролю за станом металу устатковання і трубопроводів АЕС за рішенням адміністрації АЕС, експлуатуючої організації чи органів державного нагляду.
5.7.2.4 Конкретний перелік устатковання і трубопроводів, що підлягають контролю, установлюється типовими програмами контролю, розроблюваними експлуатуючою організацією.
Типові програми повинні бути погоджені з організацією, на яку покладені функції головного розробника проекту АЕС і РУ, й з органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки України.
5.7.2.5 Типова програма контролю металу повинна складатися для кожного типу енергоблока згідно з ПНАЗ Г-7-008.
5.7.2.6 Перелік характеристик, які визначаються за зразками-свідками, місця установлення зразків-свідків на устаткованні і трубопроводах, а також програма випробувань повинні бути розроблені
(чи вказані) конструкторською (проектною) організацією.
Кількість зразків-свідків повинна бути такою, щоб можна було
чітко установити залежність вимірюваних характеристик від флюенса нейтронів.
5.7.2.7 На підставі типової програми контролю металу на АЕС підрозділом контролю металу разом з підрозділом, який експлуатує
устатковання, повинні бути розроблені робочі програми контролю металу для кожного енергоблока з конкретними переліками контрольованого
устатковання і трубопроводів.
5.7.2.8 Для обгрунтованого визначення ресурсу металу устатковання і трубопроводів, які зазнають незначного нейтронного опромінення, у проектній документації повинні бути наведені відомості з розрахункових робочих і циклічних напружень у металі і їхньому розподілі по об'ємній конфігурації деталей устатковання і довжині трубопроводів.
Зазначена робоча програма затверджується технічним керівником
АЕС.
5.7.2.9 Контроль за станом металу повинен здійснюватися персоналом підрозділу контролю металу АЕС. Для виконання робіт можуть залучатися спеціалізовані організації.
Результати контролю повинні реєструватися згідно з вимогами
чинних НД.
5.7.2.10 Відповідальність за проведення контролю металу відповідно до вимог НД несе адміністрація АЕС.
5.7.2.11 На АЕС повинен бути організований збір і аналіз інформації про результати контролю й пошкодження металу для розроблення заходів, що унеможливлюють аварійні зупини і відмови
устатковання.
5.7.2.12 Документація щодо контролю за станом металу повинна зберігатися згідно з вимогами чинних НД з контролю металу.
5.7.2.13 Для пускорезервних котелень вимоги щодо контролю стану металу приймаються згідно з п.5.7.1.
Розділ 2, Підрозділ 8
Технічна документація
5.8.1 На кожному енергооб'єкті повинні бути такі документи:
- акти відведення земельних ділянок;
- виконавчий генплан проммайданчика;
- геологічні, гідрогеологічні, геодезичні та інші дані про територію з результатами випробувань грунтів і аналізу ґрунтових вод;
- акт закладання фундаментів з розрізами шурфів;
- акти приймання прихованих робіт;
- акти (або журнали спостережень) про осідання будівель, споруд і
фундаментів під устатковання;
- акти випробувань пристроїв, які забезпечують вибухобезпеку, пожежну безпеку, блискавкозахист і протикорозійний захист споруд;
- акти випробувань внутрішніх і зовнішніх систем водопостачання, пожежного водопроводу, каналізації, газопостачання, теплопостачання,
опалення і вентиляції;
- акти індивідуального опробування і випробувань устатковання і технологічних трубопроводів;
- акти державної приймальної комісії (для об'єктів державної
форми власності) або державної технічної приймальної комісії (для
об'єктів недержавної форми власності) і робочих приймальних комісій;
- генеральний план ділянки з нанесеними будівлями і спорудами, в тому числі підземним господарством;
- затверджена проектна документація (технічний проект, креслення, пояснювальні записки тощо) з усіма наступними змінами;
- технічні паспорти устатковання, будівель і споруд, природоохоронних установок;
- виконавчі робочі креслення устатковання, будівель і споруд, креслення всього підземного господарства;
- виконавчі робочі схеми електричних первинних і вторинних з'єднань і з'єднань ЗВТ;
- оперативні (технологічні) схеми;
- креслення запасних частин до устатковання;
- комплект інструкцій з експлуатації устатковання і споруд, експлуатаційних схем, програм випробувань і опробування устатковання, програм підготовки персоналу, положень про структурні підрозділи, посадових інструкцій для усіх категорій керівників і спеціалістів, а також робітників, які належать до чергового персоналу;
- інструкції з охорони праці;
- оперативний план і картки пожежогасіння для пожежонебезпечних приміщень;
- інструкції з пожежної безпеки;
- документація згідно з вимогами органів державного регулювання і нагляду;
- матеріали з розслідування технологічних порушень у роботі;
- звіти з інвентаризації викидів шкідливих речовин;
- дозвіл на викиди шкідливих речовин;
- план-графік контролю шкідливих викидів в атмосферу;
- дозвіл на спецводокористування;
- дозвіл на розміщення відходів у навколишньому природному середовищі.
5.8.2 На АЕС повинна бути така додаткова документація:
- акти випробувань систем безпеки;
- акти випробувань пристроїв, що забезпечують радіаційну безпеку;
- інструкції (положення) з радіаційної безпеки;
- плани заходів щодо захисту персоналу та населення у випадку радіаційної аварії;
- технічне обґрунтування безпеки (ТОБ), звіт з аналізу безпеки
(ЗАБ);
- регламент радіаційного контролю;
- інформація про дози зовнішнього і внутрішнього опромінення персоналу АЕС і персоналу, який перебуває у відрядженні;
- технологічний регламент (регламенти) безпечної експлуатації енергоблоків АЕС;
- паспорт на РУ, оформлений у Державному комітеті ядерного регулювання України;
- санітарні паспорти, видані Держсаннаглядом України на право роботи з ДІВ, РАВ;
- контрольні рівні опромінення персоналу;
- допустимі рівні викидів, скидів радіоактивних речовин в навколишнє середовище;
- акти інвентаризації ДІВ, РАВ;
- перелік заходів щодо зниження доз опромінення персоналу;
- перелік заходів щодо зниження викидів і скидів радіоактивних речовин, мінімізації РАВ на АЕС;
- дозвіл на експлуатацію енергоблоків АЕС, виданий Державним комітетом ядерного регулювання України;
- інструкції (програми) і графіки випробувань і перевірок
функціонування систем, важливих для безпеки;
- перелік ядерно-небезпечних робіт.
5.8.3 Наведена в п.5.8.1, п.5.8.2 документація повинна
обліковуватись і зберігатися на енергооб'єкті в установленому порядку, згідно з чинними НД.
Комплект проектної документації АЕС: виконавча документація на будівництво АЕС, акти випробувань і виконавча документація на' технічне обслуговування і ремонт систем (елементів) безпеки і елементів, важливих для безпеки і віднесених до класів 1 і 2 (за впливом на безпеку), повинні зберігатися на АЕС протягом усього терміну її експлуатації.
5.8.4 На кожному енергооб'єкті, енергокомпанії та їхніх підрозділах повинен бути затверджений технічним керівником перелік інструкцій, положень, схем, креслень, технічної документації.
Перелік повинен переглядатися у міру необхідності, але не рідше від термінів, передбачених відповідними НД.
5.8.5 Все основне і допоміжне устатковання, у тому числі трубопроводи, системи і секції шин, а також арматура, шибери газо- і повітропроводів, повинні бути промарковані згідно з вимогами НД згідно з проектом і технічною документацією.
За наявності вибіркової системи керування (ВСК) нумерація арматури по місцю і на виконавчих схемах повинна бути виконана подвійною з вказанням номера, що відповідає оперативній схемі і номером за ВСК. Позначення і номери, нанесені безпосередньо на
устаткованні, повинні відповідати позначенням і номерам на схемах.
Крім того, на основному і допоміжному устаткованні енергооб'єктів повинні бути встановлені заводські таблички з номінальними даними
(параметрами) згідно з державним стандартом на це устатковання.
5.8.6 Усі зміни в устаткованні, технологічних системах, виконувані в процесі експлуатації, повинні бути внесені в креслення і технологічні схеми негайно в установленому порядку.
Інформація про зміни в інструкціях і схемах повинна доводитись до відома всіх працівників (із записом в журналі розпоряджень або в
листі ознайомлення зі змінами), для яких обов'язкове знання цих інструкцій та схем.
5.8.7 Технологічні схеми (креслення) повинні перевірятись на відповідність фактичним експлуатаційним не рідше ніж один раз на 2 роки з відміткою на них про перевірку, у разі внесення змін технологічні схеми повинні представлятися у новій редакції.
Терміни перегляду інструкцій з експлуатації устатковання, переліків необхідних інструкцій - раз у 3 роки.
Оперативні (технологічні) схеми повинні переглядатись не рідше ніж один раз на 2 роки.
Схеми нормального режиму переглядаються і затверджуються технічним керівником енергокомпанії (акціонерного товариства).
Поопорні схеми ВЛ 0,4-10 кВ переглядаються і затверджуються технічним керівником районної електричної мережі. Поопорні схеми ВЛ
35-110 кВ переглядаються і затверджуються технічним керівником електричних мереж.
Порядок використання експлуатаційних документів і технологічних схем, які не пройшли перегляду, визначає технічний керівник енергооб'єкта.
5.8.8 Комплекти необхідних схем повинні знаходитись у чергового диспетчера ЕЕС, теплової і електричної мережі, начальника зміни енергооб'єкта, начальника зміни кожного цеху і енергоблока, чергового підстанції, району теплової і електричної мережі, майстрів дільниць електричних мереж і майстра оперативно-виїзної бригади (ОВБ).
Основні схеми повинні бути вивішені на видному місці у приміщенні розміщення устатковання (крім приміщень зони суворого режиму АЕС).
5.8.9 Усі робочі місця оперативного персоналу повинні бути забезпечені згідно з переліком необхідною експлуатаційною документацією, розробленою відповідно до вимог цих Правил на підставі заводських і проектних даних, типових інструкцій та інших НД, досвіду експлуатації і результатів випробувань, а також з урахуванням місцевих умов. Інструкції з експлуатації устатковання і перелік документації для кожного робочого місця повинні бути затверджені технічним керівником енергооб'єкта або його замісником.
5.8.10 Інструкції системного значення повинні бути складені з
урахуванням вимог НЕК "Укренерго" і затверджені головним диспетчером регіональної ЕЕС.
Перелік інструкцій системного і міжсистемного значення визначається відповідно регіональними ЕЕС і НЕК "Укренерго".
5.8.11 В інструкціях з експлуатації устатковання будівель і споруд, засобів релейного захисту, телемеханіки, зв'язку і комплексу технічних засобів автоматичної системи керування (АСК) для кожної
установки повинні бути наведені:
- коротка характеристика устатковання установок, будівель і споруд;
- опис роботи схеми;
- критерії і межі безпечного стану і режимів роботи установки або комплексу установок;
- місце під'єднання та установки давачів і вторинних приладів
ЗВТ, органів керування;
- порядок підготовки до пуску;
- порядок пуску, зупину і режиму роботи устатковання, утримання будівель і споруд під час нормальної експлуатації;
- порядок обслуговування устатковання під час порушень у роботі і аварійних режимах;
- порядок допуску до огляду, ремонту і випробувань устатковання, будівель і споруд;
- вимоги щодо безпеки праці, вибухо- і пожежобезпеки, специфічні для даної установки;
- заходи щодо забезпечення роботоздатності устатковання, яке перебуває в резерві і готовності до пуску.
5.8.12 Посадові інструкції для кожного робочого місця повинні містити розділи, передбачені методичними вказівками зі складання інструкцій, в яких повинні бути вказані:
- загальні положення;
- кваліфікаційні вимоги, перелік НД, інструкцій з експлуатації, технологічних схем та інших експлуатаційних документів, знання яких
обов'язкове для працівників даної посади;
- права, обов'язки і відповідальність працівника;
- відносини з вищим, підлеглим та іншим, пов'язаним з роботою персоналом;
- порядок заміщення у разі відсутності працівника (відпустка, відрядження тощо).
Терміни перегляду посадових інструкцій визначаються керівництвом енергооб'єкта, але не рідше ніж один раз на 3 роки. Перегляд положень про підрозділи проводиться не рідше ніж один раз на 5 років, а також
у випадку зміни статусу (структури) підрозділу.
5.8.13 Інструкції з охорони праці повинні містити вимоги з безпечної експлуатації устатковання і розроблятися відповідно до
ДНАОП 0.00-4.15 "Положення про розробку інструкцій з охорони праці"
(далі ДНАОП 0.00-4.15) та 5.12 Правил.
Інструкції з охорони праці переглядаються не рідше ніж один раз на 5 років, узгоджуються із службою охорони праці, затверджуються керівником енергооб'єкта.
5.8.14 У чергового персоналу повинна знаходитись і вестись така
оперативна документація в обсязі, затвердженому технічним керівником енергооб'єкта.
5.8.14.1 Диспетчер НЕК "Укренерго" (диспетчер регіональної ЕЕС, диспетчер енергопостачальної компанії):
- оперативна виконавча схема (схема-макет);
- оперативний журнал;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал або картотека заявок на виведення з роботи
устатковання, яке перебуває в управлінні і віданні диспетчера;
- журнал релейного захисту, автоматики і телемеханіки;
- карти накладок і випробувальних блоків;
- карти уставок релейного захисту і автоматики;
- журнал розпоряджень.
5.8.14.2 Начальник зміни електростанції:
- добова оперативна виконавча схема або схема-макет;
- оперативний журнал;
- журнал або картотека заявок диспетчеру на виведення з роботи
устатковання, яке перебуває у віданні диспетчера;
- журнал заявок технічному керівнику на виведення з роботи
устатковання, яке не перебуває у віданні диспетчера;
- журнал розпоряджень;
- електронний журнал цінових заявок.
5.8.14.3 Начальник зміни енергоблока АЕС:
- карта уставок технологічних захистів і автоматики;
- оперативний журнал;
- журнал розпоряджень.
5.8.14.4 Начальник зміни електроцеху:
- добова оперативна виконавча схема або схема-макет;
- оперативний журнал;
- журнал релейного захисту, автоматики і телемеханіки;
- карти уставок релейного захисту і автоматики;
- журнал розпоряджень;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал інструктажів оперативного персоналу.
5.8.14.5 Начальники змін теплових цехів:
- оперативна виконавча схема основних трубопроводів;
- оперативний журнал;
- журнал розпоряджень;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал інструктажів оперативного персоналу.
5.8.14.6 Начальник зміни реакторного цеху, провідний інженер керування блоками (ПІКБ), провідний інженер керування реактором
(ПІКР):
- перелік (альбом алгоритмів) технологічних захистів і блоківок
РУ (інструкція для системи технологічних захистів і блоківок РУ з алгоритмами їх роботи);
- оперативний журнал;
- карта уставок технологічних захистів і автоматики РУ;
- журнал розпоряджень;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал інструктажів оперативного персоналу.
5.8.14.7 Начальник зміни цеху теплової автоматики і вимірювань:
- оперативний журнал;
- журнал технологічних захистів і автоматики та журнал технічних засобів автоматизованих систем (АС);
- карта уставок технологічних захистів і сигналізації та карти завдань авторегуляторам;
- журнал розпоряджень;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- графіки опробування технологічних захистів, блоківок і сигналізації;
- журнал інструктажів оперативного персоналу.
5.8.14.8 Начальник зміни відділу (цеху) радіаційної безпеки:
- оперативний журнал;
- протоколи передачі зміни (чек-листи);
- карти уставок сигналізації систем радіаційного контролю;
- схеми дозиметричного і технологічного радіаційного контролю;
- журнал розпоряджень;
- відомості-рапорти основних параметрів радіаційної обстановки;
- журнал обліку викидів у венттруби енергоблоків і спецкорпусу;
- журнал обліку вимірювань активності проб рідин;
- журнал обліку доз оперативного персоналу;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал обліку роботи за дозиметричними нарядами;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал інструктажів оперативного персоналу.
5.8.14.9 Начальник зміни хімічного цеху:
- оперативні виконавчі схеми водопідготовчих установок і систем
організації водно-хімічного режиму;
- оперативний журнал;
- журнал розпоряджень;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал або картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал інструктажів оперативного персоналу.
- журнал водно-хімічного режиму першого і другого контурів, баків тощо.
5.8.14.10 Черговий підстанції з постійним чергуванням, диспетчер районної мережі:
- добова оперативна схема або мнемосхема (схема-макет);
- оперативний журнал;
- журнал заявок на виведення з роботи устатковання;
- журнал релейного захисту, автоматики й телемеханіки;
- карти уставок релейного захисту і автоматики;
- карти накладок і випробувальних блоків;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал розпоряджень.
5.8.14.11 Диспетчер тепломережі:
- оперативна виконавча схема трубопроводів;
- оперативний журнал;
- журнал заявок на виведення з роботи устатковання;
- журнал розпоряджень;
- температурні і п'єзометричні графіки роботи мереж;
- журнал дефектів і неполадок з устаткованням.
5.8.14.12 Черговий інженер району теплової мережі:
- оперативна виконавча схема;
- оперативний журнал;
- журнал заявок на виведення з роботи устатковання;
- журнал розпоряджень;
- журнал дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями.
5.8.14.13 Диспетчер ВЕС:
- оперативна ремонтна схема і/або мнемосхема;
- оперативний журнал;
- журнал релейного захисту, автоматики й телемеханіки;
- карти уставок релейного захисту і автоматики;
- журнал розпоряджень;
- журнал обліку роботи за нарядами і розпорядженнями;
- журнал чи картотека дефектів і неполадок з устаткованням;
- журнал заявок диспетчеру енергосистеми;
- журнал місцевих заявок на виведення устатковання з роботи.
5.8.14.14 Залежно від місцевих умов обсяг оперативної документації (п.5.8.14.1-п.5.8.14.13) може уточнюватись за рішенням технічного керівника енергооб'єкта або енерго компанії.
5.8.15 На робочих місцях оперативного персоналу в цехах, на щитах керування з постійним чергуванням персоналу, на диспетчерських пунктах повинні вестись добові відомості за формами, затвердженими технічним керівником.
- Оперативна документація може вестись з використанням комп'ютерів за умови забезпечення збереження в нормативні терміни і заборони несанкціонованої зміни.
5.8.16 Оперативну документацію із записом про вжиті заходи
щоденно, в тому числі і за вихідні дні, повинен переглядати адміністративно-технічний персонал і вживати необхідних заходів для
усунення дефектів і порушень у роботі устатковання і персоналу.
Періодичність перегляду оперативної документації віддалених
об'єктів (підстанцій) визначає технічний керівник енергооб'єкта.
5.8.17 Диспетчерські пункти енергокомпаній, мережевих підприємств і районів, головні і блочні щити керування електростанцій повинні бути обладнані пристроями автоматичного звукового (магнітного) запису всіх оперативних переговорів, які проводяться з використанням засобів зв'язку з додержанням вимог Закону України "Про інформацію".
5.8.18 Оперативна документація, діаграми реєструючих ЗВТ, магнітні записи оперативно-диспетчерських переговорів і вихідні документи, що формуються оперативно-інформаційним комплексом АС енергооб'єкта, належать до документів суворого обліку і підлягають зберіганню в установленому порядку:
- стрічки із записами показів реєструючих приладів - 3 роки;
- роздруківки основних параметрів радіаційної обстановки - 50 років;
- магнітофонні записи оперативних переговорів у нормальних умовах
- 10 діб, якщо не надійде вказівка про продовження терміну;
- магнітофонні записи оперативних переговорів під час технологічних порушень у роботі - 3 місяці, якщо не надійде вказівка про продовження терміну.
5.8.19 Термін дії розпоряджень для оперативного персоналу визначається порядком, встановленим на енергооб'єкті або розпорядженням, яке його відміняє.
5.8.20 На усіх рівнях структури Мінпаливенерго України, енергокомпаніях, енергооб'єктах повинен бути створений банк технічної інформації на базі комп'ютерної техніки. Зміст банку даних, періодичність поповнення, права доступу визначаються положеннями, розробленими і затвердженими технічними керівниками відповідних структур згідно із Законом України "Про інформацію".
Розділ 2, Підрозділ 9
Стандартизація, підтвердження відповідності,
ліцензування і система управління якістю
Розділ 2, Підрозділ 9, Глава 1
Стандартизація
5.9.1.1 Стандартизація під час здійснення технічної експлуатації електричних станцій і мереж полягає, в основному, у застосуванні і дотриманні вимог НД із стандартизації, якщо це передбачено регламентами чи іншими нормативно-правовими актами.
5.9.1.2 Згідно з ДСТУ 1.1 "Державна система стандартизації.
Стандартизація та суміжні види діяльності. Терміни та визначення
основних понять" термін "нормативний документ" охоплює такі поняття
(види документів):
- стандарт;
- технічні умови;
- настанова (правила);
- регламент.
Зазначені НД містять обов'язкові і рекомендовані положення. До виконання обов'язкових положень (вимог) НД зобов'язує закон або регламент.
5.9.1.3 Відповідно до Закону України "Про стандартизацію" технічні регламенти й інші нормативно-правові акти встановлюють у якості обов'язкових вимоги, виконання яких забезпечує:
- захист життя, здоров'я і майна людини;
- захист тварин і рослин;
- охорону навколишнього середовища;
- безпеку продукції, процесів і послуг;
- попередження обману щодо призначення і безпеки продукції;
- ліквідацію загрози для національної безпеки.
5.9.1.4 У випадку виникнення об'єктивних перешкод для виконання визначених обов'язкових вимог НД зі стандартизації рішення про відступ від вказаних вимог приймає орган зі стандартизації, до сфери
управління якого документ відноситься.
Розділ 2, Підрозділ 9, Глава 2
Підтвердження відповідності
5.9.2.1 Підтвердження відповідності продукції, систем якості, систем управління якістю, систем управління довкіллям, персоналу здійснюється згідно з порядком, встановленим законодавством.
Розділ 2, Підрозділ 9, Глава 3
Ліцензування
5.9.3.1 Діяльність у сфері виробництва, передачі і постачання електричної енергії в Україні грунтується на принципі видачі ліцензій відповідно до вимог чинного законодавства України.
5.9.3.2 Ліцензії видають органи ліцензування, перелік яких затверджується Постановою Кабінету Міністрів України.
5.9.3.3 Ліцензія на виробництво, передачу і постачання електроенергії видається Національною комісією регулювання електроенергетики України.
5.9.3.4 Ліцензування у сфері проектування і будівництва (нове будівництво, розширення, модернізація і технічне переоснащення
об'єктів електроенергетики) здійснює Державний комітет з будівництва, архітектури і житлової політики України.
5.9.3.5 Ліцензування у галузі використання ядерної енергії здійснює Державний комітет ядерного регулювання України відповідно до
Закону України "Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної енергії".
5.9.3.6 Обов'язковому ліцензуванню в галузі використання ядерної енергії підлягають такі види діяльності (стаття 7 Закону України "Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної енергії"):
- проектування ядерних установок чи сховищ для захоронення РАВ;
- переробка уранових руд;
- перевезення радіоактивних матеріалів;
- переробка, зберігання і захоронення РАВ;
- виробництво, зберігання, технічне обслуговування ДІВ;
- використання ДІВ;
- підготовка персоналу для експлуатації ядерної установки
(відповідно до переліку посад і спеціальностей, затвердженого
Кабінетом Міністрів України);
- діяльність, пов'язана із забезпеченням фізичного захисту ядерних матеріалів і ядерних установок.
Для експлуатуючих організацій ядерних установок орган державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки видає ліцензію на здійснення діяльності, пов'язаної з етапами життєвого циклу ядерної
установки (стаття 8 Закону України "Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної енергії"):
- проектування ядерної установки;
- будівництво ядерної установки;
- введення в експлуатацію ядерної установки;
- експлуатація ядерної установки;
- зняття з експлуатації ядерної установки.
5.9.3.7 Дозволи, зокрема на початок робіт, введення в експлуатацію нових чи реконструйованих об'єктів, на користування надрами, користування водними ресурсами, тощо видають центральні
органи виконавчої влади, на які покладені відповідні функції державного регулювання.
Дозволи видаються відповідно до нормативно-правових актів органів регулювання, затверджених у встановленому порядку і зареєстрованих у
Міністерстві юстиції України.
Розділ 2, Підрозділ 9, Глава 4
Система управління якістю
5.9.4.1 Розроблення, введення в дію, підтримання і постійне поліпшення системи управління якістю повинно бути стратегічним напрямом в діяльності кожної організації електроенергетики.
5.9.4.2 Для організацій, що здійснюють проектування, будівництво, введення в експлуатацію, експлуатацію і зняття з експлуатації ядерних
установок, чи здійснюють постачання продукції чи послуг у цій сфері, розроблення і введення в дію системи управління якістю згідно з НП
306.5.02/3.017 "Вимоги до програми забезпечення якості на всіх етапах
життєвого циклу ядерних установок", є обов'язковим.
5.9.4.3 Основні вимоги до системи управління якістю викладені в
ДСТУ 150 9001 "Системи управління якістю. Вимоги".
Розділ 2, Підрозділ 10
Забезпечення єдності вимірювань
5.10.1 Правові основи забезпечення єдності вимірювань і суспільні відносини у галузі метрологічної діяльності в Україні визначаються
Законом України "Про метрологію та метрологічну діяльність", а також іншими нормативно-правовими актами України з метрології.
5.10.2 Забезпечення єдності вимірювань на енергооб'єктах здійснюється державною метрологічною службою, а також метрологічними службами галузі і самих енергооб'єктів.
5.10.3 Державна метрологічна служба на енергооб'єктах здійснює метрологічну діяльність у сфері поширення державного метрологічного нагляду. Об'єктами державного метрологічного нагляду є засоби вимірювальної техніки (ЗВТ) і методики виконання вимірювань (МВВ).
Сфера державного метрологічного нагляду поширюється на вимірювання, результати яких використовуються у діяльності, передбаченій статтею
16 Закону України "Про метрологію та метрологічну діяльність".
5.10.4 Державна метрологічна служба виконує на енергооб'єктах такі види державного контролю та нагляду:
- державні випробування і державну метрологічну атестацію ЗВТ, які використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- повірку ЗВТ, які використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- акредитацію на право виконання державних випробувань та повірки ЗВТ;
- акредитацію на право калібрування ЗВТ для потреб сторонніх
організацій;
- акредитацію на право атестації МВВ, які використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- нагляд за дотриманням метрологічних правил і норм;
- нагляд за станом і застосуванням ЗВТ, що використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- нагляд за станом і застосуванням атестованих МВВ, що використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- нагляд за дотриманням умов проведення державних випробувань, повірки, калібрування, ввезення, випуску з виробництва, ремонту, продажу та видачі напрокат ЗВТ, виконання вимірювань, атестації
МВВ, що використовуються у сфері державного метрологічного нагляду.
Наведені види робіт виконуються метрологічними центрами, територіальними органами Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики (далі
Держспоживстандарт України), підприємствами та організаціями, акредитованими в установленому порядку на право проведення таких робіт.
5.10.5 Метрологічна служба електроенергетичної галузі зобов'язана
організувати виконання усіх галузевих робіт щодо забезпечення єдності вимірювань, а також виконання галузевих метрологічних робіт, що не входять у сферу державного метрологічного нагляду.
Структура галузевої метрологічної служби, її функціональні
обов'язки повинні відповідати вимогам ПМУ 25 "Типове положення про метрологічні служби центральних органів виконавчої влади, підприємств та організацій" (затверджено наказом Держстандарту України від 12
лютого 2002 р. № 89, зареєстровано в Міністерстві юстиції 27 лютого
2002 р. за № 198/6486).
Галузева метрологічна служба складається з:
- метрологічної служби головного метролога у центральному органі виконавчої влади (Мінпаливенерго України);
- метрологічних служб енергооб'єктів, енергокомпаній, організацій електроенергетичної галузі.
Кожен з наведених вище підрозділів метрологічної служби здійснює свою діяльність згідно з положенням про метрологічну службу, розробленим та затвердженим відповідно до вимог чинних НД з метрології.
Структуру і штатний розпис підрозділів метрологічної служби енергооб'єктів, енергокомпаній, організацій, до складу яких входить метрологічна служба, визначають їхні керівники з урахуванням завдань і вимог електроенергетичної галузі.
5.10.6 Об'єктами метрологічного контролю та нагляду є ЗВТ, МВВ, проекти нормативної, технічної, технологічної, звітної науково-технічної документації, калібрувальні та вимірювальні
лабораторії, діяльність із забезпечення єдності вимірювань.
Сфера метрологічного контролю та нагляду поширюється на вимірювання, результати яких використовуються на енергооб'єкті під
час:
- основного технологічного процесу для контролювання параметрів технологічного та допоміжного устатковання, технічних матеріалів і засобів, виробничих, технологічних і робочих середовищ на відповідність проектним і технічним вимогам;
- робіт з модернізації;
- технологічних випробувань;
- технічного обслуговування;
- планово-попереджувальних ремонтів (поточних, середніх та капітальних).
Метрологічний контроль передбачає виконання таких робіт:
- метрологічна атестація та калібрування ЗВТ, які не використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- атестація МВВ, які не використовуються у сфері державного метрологічного нагляду;
- акредитація калібрувальних та вимірювальних лабораторій на право калібрування ЗВТ та виконання вимірювань для власних потреб
(ВП) енергооб'єкта;
- акредитація вимірювальних лабораторій на право виконання вимірювань у сфері державного метрологічного нагляду (за участю
органів Держспоживстандарту України);
- метрологічна експертиза документації (проектів технічних завдань, нормативної, технічної, конструкторської, проектної та технологічної документації), звітів про науково-дослідні роботи на відповідність вимогам НД з метрології.
Метрологічний нагляд за забезпеченням єдності вимірювань передбачає проведення таких перевірок:
- стану і застосування ЗВТ;
- стану і застосування МВВ;
- дотримання умов і правил калібрування ЗВТ і проведення вимірювань, які виконуються акредитованими калібрувальними і вимірювальними лабораторіями;
- своєчасності представлення ЗВТ на повірку та калібрування згідно з графіками, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта;
- дотримання вимог НД з метрології.
5.10.7 Метрологічна служба кожного енергооб'єкта, енергокомпанії, організації електроенергетичної галузі, незалежно від їх підпорядкованості та форм власності, повинна забезпечити
організацію та проведення робіт у сфері державного метрологічного контролю та нагляду, а також виконання комплексу робіт з метрологічного контролю та нагляду.
5.10.8 Метрологічна служба енергооб'єкта повинна мати у своєму розпорядженні таку документацію:
- нормативну документацію з метрології;
- переліки і графіки повірки або калібрування ЗВТ, які є в експлуатації, затверджені керівником енергооб'єкта і складені відповідно до вимог НД з метрології: ДСТУ 2708 "Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки. Організація та порядок проведення"
(далі ДСТУ 2708), ДСТУ 3989 "Метрологія. Калібрування засобів вимірювальної техніки. Основні положення, організація, порядок проведення та оформлення результатів" (далі ДСТУ 3989).
Перелік ЗВТ, які знаходяться в експлуатації на енергооб'єкті і підлягають повірці, складається метрологічною службою енергооб'єкта і
узгоджується з територіальним органом Держспоживстандарту України згідно з вимогами ПМУ 8 "Порядок складання переліків засобів вимірювальної техніки, які перебувають в експлуатації і підлягають повірці", (затверджено наказом Держстандарту України від 2 жовтня
1998 р. № 770, зареєстровано в Міністерстві юстиції 30 листопада 1998 р. за № 763/3203);
- методики повірки (калібрування) ЗВТ;
- експлуатаційну документацію на ЗВТ і допоміжне устатковання;
- перелік ЗВТ, переведених в індикатори;
- документи, які визначають систему зберігання інформації і результатів повірки чи калібрування (протоколи, робочі журнали тощо);
- методики проведення ремонту ЗВТ;
- методики виконання вимірювань, атестовані у встановленому порядку відповідно до ГОСТ 8.010 "ГСИ. Методики выполнения
измерений. Основные положения" (далі ГОСТ 8.010);
- графіки технічного обслуговування та ремонту ЗВТ, затверджені у встановленому порядку.
5.10.9 Забезпечення єдності вимірювань під час експлуатації енергетичного устатковання повинно бути передбачене узгодженими та затвердженими технічним завданням і проектом, підтвердженими висновками метрологічної експертизи, та здійснюватися на усіх етапах створення, введення в експлуатацію, експлуатації і виведення з експлуатації енергооб'єкта.
Склад і зміст робіт з метрологічного забезпечення автоматизованих систем керування технологічними процесами (АСК ТП) енергооб'єкта на
усіх стадіях розроблення, впровадження та експлуатації АСК ТП повинен відповідати ДСТУ 2709 "Метрологія. Автоматизовані системи керування технологічними процесами. Метрологічне забезпечення. Основні положення". Вимоги до метрологічного забезпечення автоматизованих систем повинні відповідати ГОСТ 34.602 "Информационная технология.
Комплекс стандартов на автоматизированные системи. Техническое задание на создание автоматизированной системы".
У проектній документації повинні бути наведені такі дані:
- номенклатура основних параметрів, які підлягають контролю, необхідна точність їхніх вимірювань, типи ЗВТ та їхні метрологічні
характеристики, МВВ;
- перелік вимірювальних, керуючих та обчислювальних каналів з
оцінкою їхніх точнісних характеристик;
- номенклатура технологічних параметрів, які використовуються у технологічному циклі без оцінки значень з нормованою похибкою, типи
ЗВТ для контролю таких параметрів (індикатори);
- номенклатура технологічних параметрів, що контролюються недоступними (що не вилучаються) ЗВТ, і правила експлуатації таких
ЗВТ;
- номенклатура методик повірки і калібрування ЗВТ;
- технічні вимоги до виробничих приміщень та приміщень для
обслуговування, ремонту, повірки (калібрування) та зберігання ЗВТ;
- нормативи чисельності персоналу, який виконує роботи із забезпечення єдності вимірювань з наведенням його кваліфікаційних
характеристик.
Робота з модернізації АСК ТП енергооб'єкта повинна проводитися за
обов'язкової участі метрологічної служби.
5.10.10 Метрологічна експертиза технічних завдань, технічної та проектної документації у галузі електроенергетики повинна виконуватися згідно з вимогами державних і галузевих документів з метрології метрологічними службами організації-розробника або інших спеціалізованих організацій за участю відповідних підрозділів метрологічної служби електроенергетичної галузі.
5.10.11 Вибір ЗВТ та їхніх метрологічних характеристик повинен здійснюватися на стадії проектування на підставі проектних норм точності вимірювань технологічних параметрів, вимог чинних державних і галузевих НД, які визначають вимоги до точності вимірювань технологічних параметрів. ЗВТ, які застосовуються для контролю нормованих параметрів технологічних процесів на енергооб'єкті, повинні бути внесені в державний реєстр ЗВТ, допущених до застосування в Україні.
5.10.12 Оснащення енергооб'єктів ЗВТ повинно відповідати проектній документації, чинним державним та галузевим НД, що визначають вимоги до обсягу технологічних вимірювань, сигналізації, автоматичного регулювання.
5.10.13 Усі ЗВТ, які є в резерві, повинні бути у справному стані та у постійній готовності до виконання вимірювань.
Відповідно до вимог ДСТУ 2708 ЗВТ, що є на довготривалому зберіганні, можуть не підлягати періодичній повірці (калібруванню). У
цьому випадку ЗВТ повинні підлягати повірці (калібруванню) перед введенням в експлуатацію. Переліки таких ЗВТ складаються і затверджуються підрозділом енергооб'єкта і затверджуються керівником підрозділу, який відає цими ЗВТ, з обов'язковим узгодженням з
головним метрологом.
5.10.14 Засоби вимірювальної техніки та інші технічні засоби, які застосовуються на АЕС, за своїми технічними характеристиками
(параметрами живлення, захищеності від зовнішніх факторів впливу тощо) повинні відповідати вимогам проекту і чинним нормам та правилам в атомній енергетиці (ГОСТ 25804.1 - ГОСТ 25804.8 "Аппаратура, приборы, устройства и оборудование систем управления технологическими процессами атомных электростанций").
5.10.15 У програмах пуско-налагоджувальних робіт на енергооб'єктах повинні бути передбачені заходи, пов'язані з повіркою
(калібруванням) ЗВТ, метрологічною атестацією вимірювальних каналів
(ВК) вимірювальних інформаційних систем (ВІС) та АСК ТП.
5.10.16 Вимірювальні канали головних зразків ВІС та АСК ТП повинні бути метрологічне атестовані за затвердженими програмами і методиками метрологічної атестації, розробленими згідно з НД з метрології МИ 2002 "ГСИ. Системи информационно-измерительные.
Организация й порядок проведення метрологической аттеста-ции", або
їхні метрологічні характеристики повинні бути підтверджені відповідно до технічної документації на систему у процесі введення в експлуатацію (калібрування). Поширення результатів атестації головних зразків ВК на однотипні ВК проводиться в установленому порядку.
Примітка. Атестація ВК ВІС проводиться у разі, коли для них відсутні нормовані метрологічні характеристики. За наявності технічних умов, експлуатаційної документації на ВК ВІС - проводиться калібрування.
5.10.17 Застосування у роботі ЗВТ, які не пройшли повірку
(калібрування) або метрологічну атестацію, у тому числі тих, що входять до складу ВІС та АСК ТП, забороняється.
Допускається застосування нестандартизованих ЗВТ, які пройшли метрологічну атестацію у встановленому порядку.
Примітка. Засоби вимірювальної техніки, які застосовуються у складі ВК ВІС та АСК ТП, можуть окремо не повірятися (не калібруватися), якщо це передбачено методиками повірки (калібрування)
ВК зазначених систем.
5.10.18 Засоби вимірювальної техніки, що застосовуються для спостереження за змінами фізичних величин без оцінювання їхніх значень з нормованою похибкою (як індикатори) та для навчальних цілей на тренажерах енергоблоків ТЕС і АЕС, навчальних лабораторних стендах, а також як наочні посібники, повірці та калібруванню не підлягають. На такі ЗВТ та їхні експлуатаційні документи повинна бути нанесена позначка згідно з вимогами ДСТУ 2708. Користувач забезпечує
їхню справність в установленому на енергооб'єкті порядку.
Порядок віднесення ЗВТ до індикаторів, складання їхнього переліку, визначається метрологічною службою енергооб'єкта на підставі даних проектної та технічної документації для кожного типу енергоблоків.
5.10.19 Засоби вимірювальної техніки, що підлягають державному метрологічному контролю та нагляду, мають проходити періодичну повірку в процесі експлуатації згідно з календарним графіком, який повинен складатися на кожному енергооб'єкті та узгоджуватися з
організацією, акредитованою в установленому порядку на право виконання повірки відповідних ЗВТ. Повірка ЗВТ проводиться
організаціями, акредитованими в установленому порядку на право проведення повірки.
5.10.20 Результати повірки реєструють згідно з ДСТУ 2708 і ДСТУ
3968 "Метрологія. Тавра повірочні та калібрувальні. Правила виготовлення, застосування і зберігання".
5.10.21 Засоби вимірювальної техніки, за винятком індикаторів і
учбових, результати вимірювань якими використовуються для контролю за надійною та економічною роботою устатковання, під час проведення налагоджувальних, ремонтних та інших, що не застосовуються у сфері державного метрологічного контролю та нагляду робіт, підлягають калібруванню.
Необхідність та періодичність проведення калібрування визначається метрологічною службою енергооб'єкта за погодженням з технологічними підрозділами та затверджується технічним керівником енергооб'єкта. Для АЕС калібрування ЗВТ обов'язкове.
У технічно обгрунтованих випадках допускається збільшення встановленого раніше міжкалібрувального інтервалу для ЗВТ, що встановлені на діючому устаткованні, термін виведення якого в ремонт продовжений.
Допускається проведення вибіркового калібрування ЗВТ, якщо це передбачене методикою калібрування. Позитивні результати вибіркового калібрування поширюються на усі ЗВТ з партії, взятої на калібрування.
Вказівки щодо прийняття рішення у випадку отримання негативних результатів вибіркового калібрування повинні бути наведені у методиці калібрування.
Засоби вимірювальної техніки, застосовані у складі ВК ВІС та АСК
ТП, можуть окремо не повірятися, не калібруватися, якщо виконується комплектна повірка, калібрування ВК і це передбачене методикою повірки, калібрування ВК.
Періодичність калібрування ЗВТ, вмонтованих у технологічне
устатковання, повинна відповідати міжремонтному інтервалу цього
устатковання.
Калібрування ЗВТ проводиться згідно з графіком калібрування, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
Еталони (вихідні і робочі) та високоточні ЗВТ, що застосовуються акредитованими на право калібрування (повірки) лабораторіями
(метрологічними службами), застосовуються тільки для калібрування та повірки робочих ЗВТ з метою відтворення, зберігання та передачі
одиниць фізичних величин. Порядок обліку й зберігання ЗВТ та застосування еталонів і високоточних ЗВТ визначається вимогами документів з акредитації та установлюється акредитованими метрологічними службами відповідно до області акредитації.
5.10.22 Калібрування ЗВТ для власних потреб повинні проводити
фахівці акредитованої метрологічної служби енергооб'єкта або інших підприємств і організацій галузі, атестовані на виконання калібрування.
5.10.23 У разі неможливості виконання калібрування ЗВТ метрологічною службою енергооб'єкта, калібрування повинно виконуватись фахівцями територіальних органів Держспоживстандарту
України або метрологічної служби підприємств, акредитованих на право виконання калібрувальних робіт для інших підприємств відповідно до
ПМУ 18 "Правила акредитації на право проведення метрологічних робіт"
(затверджено наказом Держстандарту України від 4 грудня 2000 р. №
687, зареєстровано в Міністерстві юстиції 12 березня 2001 р. за
№211/5402).
5.10.24 Порядок акредитації метрологічних служб енергооб'єктів,
що виконують калібрування ЗВТ для власних потреб, установлюється метрологічною службою галузі згідно з чинним НД з метрології.
5.10.25 Результати калібрування ЗВТ оформляються відповідно до вимог ДСТУ 3989.
5.10.26 Приміщення, технічна оснащеність, нормативна та методична документація, склад і кваліфікація персоналу вимірювальних та калібрувальних лабораторій повинні відповідати вимогам НД з метрології та забезпечувати довір'я до результатів вимірювань і калібрування.
5.10.27 Вимірювання основних технологічних параметрів на енергооб'єктах повинні проводитись згідно з експлуатаційною документацією. У разі необхідності енергооб'єкти розробляють та атестують МВВ, що регламентують вимоги до мети, об'єктів, умов, методів, засобів, алгоритмів вимірювань і контролю вимірювань впливаючих величин згідно з ГОСТ 8.010.
5.10.28 Оперативне обслуговування ЗВТ повинен вести
оперативно-виробничий чи оперативно-ремонтний персонал підрозділів, призначений рішенням керівництва енергооб'єкта.
5.10.29 Технічне обслуговування та ремонт ЗВТ, інших технічних засобів, що застосовуються під час вимірювань, повинно проводитись згідно з експлуатаційною документацією в порядку, установленому на енергооб'єкті. Після ремонту повинно проводитись калібрування ЗВТ.
5.10.30 Під час експлуатації ЗВТ та інших технічних засобів на енергооб'єкті повинна зберігатись і аналізуватись інформація про їхні відмови протягом не менше 5 років.
5.10.31 Встановлення і демонтаж звужувальних та інших пристроїв для вимірювання витрати, захисних гільз давачів вимірювання температури, поверхневих термопар, температурних давачів без захисних
гільз повинен виконувати персонал, який ремонтує технологічне
устатковання, а приймання - підрозділ, який експлуатує ЗВТ за участю метрологічної служби енергооб'єкта.
5.10.32 Персонал, що обслуговує устатковання, на якому встановлені ЗВТ, несе відповідальність за їхнє збереження і чистоту зовнішніх елементів. Про всі порушення в роботі ЗВТ повинно бути повідомлено підрозділ, який виконує функції метрологічної служби енергооб'єкта.
5.10.33 Типи ЗВТ, які ввозяться енергооб'єктами поодинокими зразками чи партіями на територію України з-за кордону з метою їх експлуатації, повинні бути узгоджені з метрологічними службами енергооб'єктів.
Порядок ввезення та застосування таких ЗВТ повинні визначатися:
- Постановою Кабінету Міністрів України № 1300 від 17.08.98
"Порядок ввезення на територію України засобів вимірювальної техніки";
- "Соглашением о проведений согласованной политики в области стандартизации, метрологии и сертификации", г. Москва, 13.03.92;
- "Соглашением о взаимном признаний результатов государственных
испытаний и утверждения типа, метрологической аттестации, поверки и калибровки средств измерений, а также аккредитации лабораторий,
осуществляющих испытания, поверку или калибровку средств
измерений", г. Ташкент, 06.10.92;
- ПМГ 06 "Порядок признания результатов государственных
испытаний и утверждения типа средств измерений";
- ПМГ 07 "Порядок признания результатов поверки средств
измерений";
- ПМУ 7 "Порядок проведення експертизи щодо відповідності засобів вимірювальної техніки, які ввозяться на територію України, вимогам
Закону України "Про метрологію та метрологічну діяльність".
Розділ 2, Підрозділ 11
Автоматизовані системи
Розділ 2, Підрозділ 11, Глава 1
Загальні положення
5.11.1.1 Енергооб'єкти повинні бути оснащені автоматизованими і автоматичними системами (АС), які забезпечували б автоматизацію процесів виробництва, транспортування і розподілу енергії з
урахувавнням таких особливостей цих процесів:
- великої швидкості протікання ядерних і електродинамічних процесів та неможливості управління ними оперативним персоналом;
- неможливості складування готової продукції, що вимагає виробництва електроенергії у точній відповідності зі споживанням;
- необхідності забезпечення стійкої паралельної роботи енергооб'єктів в ОЕС України і з енергосистемами інших країн;
- необхідності забезпечення ядерної, радіаційної і екологічної безпеки під час експлуатації енергооб'єктів тощо.
Ці особливості процесів виробництва, транспортування і розподілу енергії вимагають єдиного підходу до АС енергооб'єктів незалежно від
їхньої відомчої належності і форм власності.
5.11.1.2 Наведені нижче вимоги у повному обсязі поширюються на АС енергооб'єктів, які на момент набрання чинності цими Правилами ще не введені в експлуатацію. Експлуатація раніше введених АС повинна здійснюватись згідно з Правилами, а їх обсяг і технічні
характеристики повинні поступово (шляхом модернізації) доводитись до вимог Правил.
Більш детальні вимоги до АС, важливих для безпеки АЕС, наведені в
НП 306.5.02/3.035 "Вимоги до інформаційних і керуючих систем, важливих для безпеки АЕС".
Автоматизовані системи енергооб'єктів для забезпечення надійності і стійкості ОЕС України повинні відповідати встановленим у ній технічним вимогам.
5.11.1.3 Необхідність, терміни і обсяг приведення діючих на енергооб'єктах АС у відповідність з Правилами і чинними НД у кожному конкретному випадку визначає, обґрунтовує і встановлює керівник енергооб'єкта або керівник енергокомпанії, до складу якої входить енергооб'єкт, виходячи з виробничої й економічної доцільності, з
урахуванням таких основних обставин:
- рішення з цього питання органу державного регулювання і нагляду або вищого адміністративного органу;
- вимог щодо надійності і маневреності енергооб'єкта, у тому
числі ступеня його участі в регулюванні системних параметрів;
- матеріального (вичерпання встановленого терміну служби, ресурсу) і морального зношення технічних засобів існуючих АС;
- потужності (продуктивності) устатковання, швидкості протікання технологічного процесу, складності керування технологічним процесом;
- енергонапруженості елементів устатковання і вимог точності підтримання параметрів;
- досягнутого технічного рівня досконалості і надійності технічних і програмних засобів, з урахуванням раціонального використання наявних типових проектних рішень, пакетів прикладних програм і можливостей технічних засобів;
- підготовленості до автоматизації технологічного устатковання.
5.11.1.4 Модернізація і приведення діючих на енергооб'єктах АС у відповідність до вимог Правил повинні проводитись за багаторічними і річними планами, в тому числі за планом підвищення надійності і стійкості (п.5.6.2.3).
5.11.1.5 У випадках, коли це передбачено чинним законодавством або НД, прийняті керівництвом енергооб'єкта (енергокомпанії, до складу якої входить енергооб'єкт) рішення, а також плани модернізації і приведення АС у відповідність до вимог Правил, повинні бути
узгоджені з галузевим органом, визначеним Мінпаливенерго України або відповідними органами державного регулювання і нагляду.
Розділ 2, Підрозділ 11, Глава 2
Вимоги до структури, функцій та задач АС
5.11.2.1 Автоматизовані системи повинні забезпечити вирішення інформаційних і/або керуючих задач виробничо-технологічного,
оперативно-диспетчерського й організаційно-економічного управління виробництвом, транспортуванням і розподілом енергії. Вирішення цих задач покладаються на такі АС, що відрізняються функціональним призначенням:
- вимірювальні інформаційні системи (ВІС);
- інформаційно-обчислювальні системи (ЮС);
- системи сигналізації (СС);
- системи захистів і блокувань (СЗіБ);
- автоматичні системи регулювання (АСР);
- системи логічного керування (СЛК).
При цьому ВІС, ЮС і СС повинні здійснювати збирання і представлення користувачу вимірювальної та іншої інформації
(відомостей) про устатковання і процеси. Крім перелічених функцій, ЮС повинна здійснювати опрацювання і, за необхідності, реєстрацію цієї інформації, а СС - світлове і/або звукове повідомлення персоналу про зміну сигналів, параметрів, команд.
Крім збирання і опрацювання інформації СЗіБ, АСР і СЛК повинні виробляти і видавати керуючі дії на об'єкт управління для підтримання параметрів, що характеризують його функціонування, в експлуатаційні межах або для приведення об'єкта керування в безпечний стан.
5.11.2.2 Автоматизовані системи можуть функціонувати як самостійні системи, так і як підсистеми інтегрованих або комплексної
АС:
- автоматизованої системи диспетчерського керування (АСДК);
- автоматизованої системи керування технологічними процесами (АСК
ТП);
- автоматизованої системи керування виробництвом (АСКВ);
- комплексної автоматизованої системи керування (КАСК).
Автоматизована система диспетчерського керування представляє собою інтегровану АС, яка забезпечує автоматизацію керування
оперативно-диспетчерської діяльності.
Автоматизація керування виробничо-технологічною діяльністю з виробництва електричної і теплової енергії повинна здійснюватись за допомогою інтегрованих АСК ТП, в яких відповідні інформаційні і керуючі АС функціонують як підсистеми.
Задачі організаційно - економічного керування вирішуються інтегрованою АСКВ, в якій АС окремих функцій керування виробництвом
функціонують як підсистеми.
Найбільший ефект від автоматизації створюють КАСК енергооб'єктів, які забезпечують комплексну автоматизацію функцій керування виробничо-технологічною, оперативно-диспетчерською і організаційноекономічною діяльністю.
5.11.2.3 Розрізняють АСК ТП установок та систем і АСК ТП енергооб'єктів.
АСК ТП установок та систем - це АСК ТП енергоблоків (для електростанцій з блочною компоновкою), котлів і турбогенераторів (для електростанцій з поперечними зв'язками), відкритих і закритих розподільчих установок, приєднань, станційних власних потреб (ВП), станційних технологічних систем (хімводоочистка, паливоподача,
циркуляційне водопостачання, теплофікаційні установки тощо). АСК ТП
установок та систем забезпечує можливість керування даними установками або системами як єдиним технологічним комплексом.
АСК ТП енергооб'єкта об'єднує в єдину автоматизовану систему АСК
ТП установок та систем, забезпечуючи можливість керування енергооб'єктом як єдиним технологічним комплексом.
5.11.2.4 АСК ТП повинні бути розподіленими, багатофункціональними, вільно програмованими автоматизованими системами, розрахованими на довготривале безперервне функціонування в реальному масштабі часу, що реалізують необхідні функції збирання,
оброблення і представлення інформації, а також функції керування, регулювання, захисту, блокування і сигналізації.
АСК ТП повинні створюватися як єдині системи інформації і керування на основі передових системотехнічних принципів і, як правило, на базі єдиного програмно-технічного комплексу (ПТК). У тих випадках, коли АСК ТП створюється на різнотипних технічних і програмних засобах, вони повинні бути настільки сумісні між собою в
частині обміну інформацією і програмного забезпечення, наскільки це необхідно для створення єдиної інтегрованої АСК ТП.
За такого підходу забезпечується не тільки підвищення економічності, надійності і безпеки виробництва, передачі і постачання споживачам енергії, але і зниження матеріальних ресурсів, енергоспоживання, трудозатрат на монтаж і налагодження, істотне зменшення чисельності персоналу для обслуговування АСК ТП.
Водночас АСК ТП повинна бути надійною, простою і зручною в експлуатації.
5.11.2.5 Структура і технічні властивості АСК ТП повинні
унеможливлювати втрату керування устаткованням з причин пожежі, відмов електроживлення, вентиляції та інших загальних причин і забезпечувати безаварійний зупин устатковання.
5.11.2.6 АСК ТП є багаторівневою системою, побудованою за ієрархічним принципом відповідно до технологічної структури та
особливостей компонування технологічного об'єкта керування (ТОК) з використанням принципу "розподілу інтелекту".
Кількість рівнів АСК ТП, а також розподіл функцій і задач між ними залежить від структури комплексу технічних і програмних засобів, на базі якого створюється АСК ТП. У більшості випадків таких рівнів два: верхній і нижній.
В АСК ТП установок та систем на нижньому рівні здійснюється, як правило, збирання інформації, опрацювання певної частини алгоритмів інформації і керування, формування і видача сигналів керування. На верхньому рівні обробляється інша частина алгоритмів інформації і керування, забезпечуючи в комплексі з нижнім рівнем виконання усіх
функцій АСК ТП. Через верхній рівень здійснюється також інтерфейс персоналу з АСК ТП.
В АСК ТП енергооб'єкта нижнім рівнем є АСК ТП установок та систем, а верхнім - енергооб'єктовий (на електростанціях станційний, на підстанціях - підстанційний тощо). При цьому АСК ТП енергооб'єкта забезпечує виконання функцій і вирішення задач, інформаційна база яких формується на підставі інформації від різних
установок та систем (приєднань) і з рівня енергосистеми, а також тих задач, керуючі дії яких реалізуються на декількох установках та системах (приєднаннях) енергооб'єкта або за його межами. АСК ТП
установок та систем повинні забезпечити функціонування цих структурних одиниць енергооб'єкта згідно з завданнями (критеріями,
уставками) верхнього рівня АСК ТП енергооб'єкта в нормальних і аварійних режимах роботи. У випадку відсутності зв'язку АСК ТП
установок та систем з верхнім рівнем, вона, а також та частина АСК ТП енергооб'єкта, що зберегла зв'язки з іншими АСК ТП установок та систем, повинні забезпечити виконання тих функцій і задач, для яких існує необхідна інформаційна база і виконавчі механізми для реалізації керуючих дій.
У підсистемах (системі) електричної частини АСК ТП енергооб'єкта нижній рівень повинні утворювати мікропроцесорні пристрої керування,
РЗА, що забезпечують контроль, керування і захист кожного з елементів
основного електричного устатковання і кожного приєднання, об'єднаних системотвірною мережею, (магістраллю).
На рівні ЕЕС нижнім рівнем є АСК ТП енергооб'єктів, а верхнім АСДК ЕЕС. У цьому випадку керуючі дії, які реалізуються на рівні АСК
ТП установок та систем (рівні приєднань) формуються як на цьому рівні, так і на рівні енергооб'єкта або ЕЕС. За відсутності зв'язку
АСК ТП енергооб'єктів з рівнем АСДК ЕЕС, вони повинні забезпечити виконання тих функцій і задач, для яких в межах енергооб'єкта
є відповідна інформаційна база і виконавчі механізми для реалізації керуючих дій.
Склад функцій і задач, що реалізуються на кожному рівні керування, визначається з урахуванням його специфіки й обставин, зазначених у п.5.11.1.3.
Рекомендовані переліки задач, що реалізуються на кожному рівні керування, наведені нижче.
5.11.2.7 Під час експлуатації АСК ТП установок та систем вирішуються такі задачі:
- вимірювання параметрів, приймання, опрацювання й представлення персоналу в зручному для сприйняття й прийняття рішень вигляді достатньої, достовірної і своєчасної інформації про хід технологічного процесу і стан устатковання;
- керування устаткованням, у тому числі автоматична підтримка параметрів у межах, обумовлених проектом або заданих оперативним персоналом, а також виконання комплексів дискретних керуючих дій регулювальними органами для приведення параметрів в експлуатаційні або задані межі у нормальних, передаварійних, перехідних і післяаварійних режимах роботи (дистанційне і програмно-логічне керування, а для АЕС, крім того, - управління системами забезпечення безпеки);
- автоматизація пусків і зупинів енергоблоків і гідроагрегатів;
- автоматизація зміни режиму роботи гідроагрегатів (переведення із режиму синхронного компенсатора в генераторний і навпаки, а для
гідроагрегатів, що працюють і в зворотному напрямку, - також переведення з генераторного режиму в помповий і навпаки);
- релейний захист і автоматика основного електричного
устатковання енергоблока або агрегату (генератора, блочного трансформатора, робочого і резервного трансформаторів ВП і випрямного трансформатора);
- приведення устатковання і його агрегатів у безпечний стан системами технологічного захисту шляхом зниження навантаження або зупину, якщо виникла аварійна ситуація (відхилення параметрів за допустимі межі);
- синхронізація блока генератор-трансформатор або генератора з електромережею;
- реєстрація проходження технологічного процесу, контрольованих параметрів і параметрів, що відхилились від заданого значення;
- розпізнавання і реєстрація передаварійних, аварійних і після-аварійних подій і ситуацій, процесів, а також виявлення першопричин аварій і спрацьовування захистів;
- розрахунок ТЕП роботи агрегату;
- діагностика стану устатковання, діагностика і опробування комплексу засобів автоматики (КЗА);
- оповіщення оперативного персоналу за допомогою світлового і, у разі необхідності, звукового сигналів, а також у вигляді повідомлень на терміналах оперативного контуру керування про порушення нормальної експлуатації устатковання (попереджувальна сигналізація), а також про порушення меж і/або умов безпечної експлуатації (аварійна сигналізація);
- оперативне представлення персоналу узагальненої інформації про поточний стан устатковання й інформаційна підтримка персоналу для забезпечення правильності операторської діяльності в аварійних ситуаціях;
- обмін достовірною технологічною і техніко-економічною інформацією про роботу технологічного об'єкта керування із суміжними системами і верхнім рівнем ієрархічного керування.
5.11.2.8 В АСК ТП приєднань, підстанцій і розподільчих установок енергооб'єктів (ВРУ, ЗРУ, ГРУ, РУ ВП) реалізуються функції:
- релейного захисту і лінійної автоматики приєднання;
- протиаварійної автоматики приєднання;
- автоматичної зміни настроювання РЗА у разі зміни режиму роботи
устатковання, енергосистеми або ділянки мережі;
- керування Комутаційними апаратами і регуляторами в межах приєднання;
- реєстрації аварійних параметрів приєднання;
- реєстрації функціонування устатковання, пристроїв керування і захистів приєднання;
- визначення місця пошкодження на високовольтних лініях;
- контролю стану устатковання приєднання;
- обліку електроенергії приєднання;
- поточних вимірювань електричних та інших параметрів приєднання для організації контролю на об'єкті і формування даних для телевимірювань;
- блокування неправильних операцій керування в межах комірки.
5.11.2.9 АСУ ТП технологічних комплексів енергооб'єктів реалізують такі функції:
- підготування і передача на запит енергооб'єктового рівня
оперативної, діагностичної і організаційно-економічної інформації;
- оперативне керування агрегатами і комплексом у цілому;
- автоматична сигналізація несправностей;
- контроль і відображення найважливіших параметрів;
- реєстрація найважливіших параметрів тощо.
У циркуляційній системі, крім того, реалізується функція
формування каналів керування для відпрацювання завдань з розподілу
циркуляційної води, розрахованих станційним рівнем АСК ТП.
5.11.2.10 Під час експлуатації АСК ТП енергооб'єкта, як правило, повинні вирішуватися такі задачі:
- приймання і опрацювання інформації про роботу станційного
(підстанційного) устатковання;
- обмін інформацією з нижнім рівнем керування (з АСК ТП установок та систем);
- обмін інформацією між підсистемами нижнього рівня (між АСК ТП енергоблоків, установок та систем, технологічних комплексів тощо);
- обмін інформацією між рівнями приєднань підстанцій і розподільчих установок, що не мають підсистем АСК ТП;
- обмін інформацією з АСДК і іншими об'єктами (диспетчерськими пунктами, центрами протиаварійного керування тощо). Обсяг і "характер інформації обміну повинні відповідати керівним вказівкам щодо вибору
обсягів інформації, проектування систем збирання і передавання інформації в енергосистемах;
- оперативний контроль і оперативне керування елементами головної схеми електричних з'єднань, схеми ВП енергооб'єкта і його технологічних комплексів;
- регулювання активної і реактивної потужності, у тому числі
участь у регулюванні частоти і потужності ЕЕС, а також у регулюванні й обмеженні перетоків потужності в ній;
- вибір регулювальних засобів і регулювання напруги у вузлах ЕЕС,
що примикають до енергооб'єкта;
- регулювання напруги ВП;
- захист від пошкоджень станційного (підстанційного) електро-устатковання (систем збірних шин, трансформаторів і автотрансформаторів зв'язку);
- протиаварійне керування (запобігання й обмеження розвитку аварійних процесів на енергооб'єкті шляхом дії його протиаварійної автоматики та відпрацювання дій системної протиаварійної автоматики, а в деяких випадках і відпрацювання дій протиаварійної автоматики регіону);
- розподіл завдань (сигналів) протиаварійного керування в межах енергооб'єкта;
- автоматична зміна настроювання РЗА у разі зміни режиму роботи
ЕЕС або ділянки мережі;
- синхронізація генераторів з електромережею;
- розрахунок і реалізація завдань з розподілу циркуляційної води;
- технологічна, попереджувальна й аварійна сигналізація станційного (підстанційного) устатковання;
- реєстрація аварійних ситуацій і процесів (параметрів і подій) енергооб'єкта;
- автоматичне формування на усі рівні оперативної ієрархії експрес-інформації про вид і місце пошкодження в електричній мережі,
у складі пристроїв РЗА, що спрацювали і вимикачів, що вимкнулись;
- облік виробленої, відпущеної і спожитої на ВП електроенергії;
- контроль якості електроенергії;
- облік теплової енергії;
- розрахунок ТЕП роботи енергооб'єкта;
- контроль стану гідроспоруд;
- екологічний контроль;
- контроль радіаційної обстановки (для АЕС);
- контроль і оптимізація водноенергетичних режимів (для ГЕС);
- опрацювання, у тому числі визначення параметрів, інформації про роботу устатковання;
- діагностика стану і розрахунок ресурсів устаткування і діагностика КЗА;
- облік накладених заземлень у схемах електричних з'єднань енергооб'єкта;
- оформлення бланків оперативних перемикань;
- автоматичне блокування неправильних операцій оперативного персоналу під час оперативних перемикань у схемах електричних з'єднань;
- складання заявок на виведення устатковання в ремонт;
- документування, зберігання й надання ретроспективної інформації;
- аналіз аварійних ситуацій і процесів;
- накопичення й аналіз статистичних даних про роботу основного і допоміжного устатковання енергооб'єкта і КЗА;
- представлення нормативно-довідкової інформації.
5.11.2.11 Типовий перелік задач, які вирішуються АСДК, містить:
- довготермінове і короткотермінове планування режимів роботи
ЕЕС;
- оперативне керування нормальними режимами роботи ЕЕС, електростанцій, енергоблоків і підстанцій;
- контроль навантаження електростанцій, споживаної потужності
ЕЕС, постачальними енергокомпаніями і підприємствами електромереж;
- ретроспективний аналіз аварійних ситуацій;
- автоматичний контроль оперативних перемикань;
- автоматичне ведення оперативної документації.
5.11.2.12 Для кожного рівня АСК ТП повинні передбачатися пости керування, які є робочими місцями оперативного персоналу. Загальна концепція керування повинна орієнтуватися на скорочення числа постів керування та їх оптимізацію щодо розміщення засобів інформації, керування і зв'язку.
Пости керування передбачаються для кожного рівня АСК ТП -ОЕС
України, енергооб'єкта, установок та систем з постійним перебуванням персоналу, а також ті, що обслуговуються періодично або в певних аварійних ситуаціях.
Для блочних електростанцій основним постом керування є блочний
щит керування (БЩК), призначений для централізованого керування
основним технологічним і електричним устаткованням енергоблока під
час пуску, нормальної роботи, планових і аварійних зупинів (включаючи розхолодження), а також під час ліквідації аварійних ситуацій.
Для ГЕС, ВЕС і підстанцій основним постом керування є головний
щит керування (ГЩК), а для ТЕС - центральний щит керування (ЦЩК).
На ГЕС, крім ГЩК, повинні передбачатись також агрегатні щити керування (АЩК) для управління основним і допоміжним устаткованням
гідроагрегатів у нестандартних режимах його роботи, наприклад, під
час випробувань, несправностях системи контролю і керування з ГЩК.
Кожний енергоблок АЕС, крім БЩК, повинен мати резервний щит керування (РЩК), призначений для аварійного зупину, аварійного розхолодження енергоблока й організації відведення залишкових тепловиділень із забезпеченням ядерної і радіаційної безпеки, якщо з будь-яких причин цього не можна зробити з БЩК.
Оперативне керування енергооб'єктом загалом повинно здійснюватися з ЦЩК (ГЩК).
5.11.2.13 Оптимальна організація виконання персоналом
функціональних обов'язків досягається тоді, коли пост керування реалізовано у вигляді автоматизованого робочого місця (АРМ). Залежно від кількості персоналу на посту керування, може бути організоване
одне або декілька АРМ. Наприклад, на БЩК може бути організовано три
АРМ - персоналу, що керує котельним устаткованням, турбінним
устаткованням і начальника зміни енергоблока; на ЦЩК (ГЩК) - два АРМ: начальника зміни електростанції і начальника зміни електричного цеху.
АРМ повинні оснащатись програмне - технічними, організаційними і технологічними засобами, які забезпечували б виконання персоналом
функціональних обов'язків на даному робочому місці.
5.11.2.14 Крім АРМ оперативного персоналу, що здійснює керування технологічним устаткованням, повинні бути організовані:
- АРМ персоналу, що здійснює обслуговування АС - АРМ начальника зміни підрозділу, що здійснює обслуговування АС; АРМ інструментальної
(інженерної) системи АС; АРМ персоналу, що обслуговує РЗА тощо.
- АРМ персоналу, який використовує базу даних АС - АРМ підрозділу, що здійснює контроль за техніко-економічними показниками енергооб'єкта і складає відповідні звітні документи; АРМ персоналу підрозділів, що здійснює контроль за дефектами устатковання, його ресурсом і планує ремонти, технічне обслуговування, модернізацію і заміну устатковання.
Кількість і функціональне призначення АРМ визначається проектом або керівництвом енергооб'єкта з урахуванням таких основних обставин:
- рішення з цього питання органу державного регулювання і нагляду або/і вищого адміністративного органу;
- обсягу функцій і задач, а також інтенсивності праці на даному робочому місці;
- досягнутого технічного рівня досконалості і надійності технічних і програмних засобів, наявності раціональних типових проектних рішень, пакетів прикладних програм і можливостей технічних засобів;
- підготовленості до автоматизації робочого місця. 5.11.2.15
Технічні характеристики функцій, реалізованих АСК ТП (алгоритми,
швидкодія, точність, надійність тощо), повинні відповідати проекту і вимогам чинних НД:
- станційного рівня АСК ТП ТЕС - ГКД 34.35.506 "Типові технічні вимоги до станційного рівня АСУ ТП ТЕС";
- захисту й автоматики електричного устатковання - керівним вказівкам з релейного захисту й автоматики відповідного виду електричного устатковання;
- реєстрації аварійних ситуацій і процесів електричної частини енергооб'єкта - "Узагальненим технічним вимогам до цифрових реєстраторів аварійних ситуацій на об'єктах України", затверджених
НЕК "Укренерго" 1 грудня 1997 р;
- передачі аварійної інформації електричної частини енергооб'єкта на верхні рівні оперативно-диспетчерського керування - "Узагальненим технічним вимогам до системи передачі аварійної інформації на верхні рівні оперативно-диспетчерського керування", затверджених НЕК
"Укренерго" 1 грудня 1997 р.;
- технологічне устатковання енергоблока - ГКД 34.35.101 "Оборудование энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше. Требования,
определяемые условиями их автоматизации" (далі ГКД 34.35.101).
5.11.2.16 За допомогою АСКВ повинні вирішуватись такі типові комплекси задач організаційно-економічного управління:
- техніко-економічним плануванням;
- енергоремонтом;
- збутом електричної і теплової енергії;
- розвитком енерговиробництва;
- якістю продукції, стандартизацією і метрологією;
- матеріально-технічним постачанням;
- паливопостачанням;
- транспортом і перевезеннями;
- кадрами;
- підготовкою персоналу;
- бухгалтерським обліком.
До впровадження АСКВ перелічені задачі повинні вирішуватись за допомогою відповідних АРМ.
5.11.2.17 3 метою зменшення затрат на всіх етапах розвитку АС, їх структура від початку повинна бути повнофункціональною. Тобто необхідно заздалегідь передбачати всі складові елементи АС,
черговість їхньої реалізації, обсяг функцій і задач кожного етапу, які на подальших етапах розвитку системи забезпечать створення повнофункціональної інтегрованої АСК ТП.
Розділ 2, Підрозділ 11, Глава 3
Вимоги до комплексу технічних і програмних засобів
5.11.3.1 Комплекс технічних засобів (КТЗ) АС повинен бути достатнім для реалізації всіх передбачених проектом функцій АС і за своїми технічними характеристиками (обсягами оперативної, постійної і енергонезалежної пам'яті, швидкодією, обчислювальними ресурсами, параметрами живлення, електромагнітною сумісністю й іншими зовнішніми
чинниками, резервами тощо) повинен відповідати вимогам проекту і
чинним НД.
Характеристики технічних засобів АС повинні забезпечувати взаємозамінність однойменних виробів (пристроїв) і сумісність із пристроями суміжних систем, виконаних на іншій елементній базі.
Ресурс КТЗ установлюється його розробником і може бути продовжений в установленому порядку згідно з чинними НД.
5.11.3.2 До складу КТЗ АС повинні входити:
- локальні засоби керування, захисту, автоматики, блокування, регуляторів;
- засоби збору і передачі інформації, диспетчерського і технологічного керування (давачі аналогової, дискретної і кодо-імпульсної інформації, вторинні перетворювачі, суматори, розгалужувачі інформації, нормуючі перетворювачі, канали зв'язку, модеми, пристрої телемеханіки, апаратура передачі даних тощо);
- засоби опрацювання й представлення інформації персоналу енергооб'єкта (засоби обчислювальної техніки, аналогові і цифрові прилади, дисплеї, пристрої друку тощо);
- засоби керування на постах керування (функціональна клавіатура тощо);
- обчислювальні засоби, що забезпечують виконання функцій АС;
- виконавчі механізми з пристроями керування (контролери, виконавчі автомати, електротехнічна апаратура, комутаційна апаратура, реле, підсилювачі потужності тощо);
- системоутворюючі мережі АС;
- вмонтовані або виносні пристрої зв'язку з об'єктом (ПЗО) і контролери зв'язку з мережами;
- засоби, що забезпечують реконфігурацію і діагностику АС, копіювання інформації;
- допоміжні системи (єдиного часу, корекції астрономічного часу, безперебійного електроживлення, кондиціонування повітря, автоматичного пожежогасіння тощо);
- кабелі зв'язку з об'єктами контролю і керування, а також внутрішньосистемні кабелі зв'язку і волоконно-оптичні лінії зв'язку
(ВОЛЗ) із пристроями для приймання, передавання і вузлами стикування;
- різноманітні вузли і блоки (шафи, панелі, стійки, касети й інші конструктиви для розміщення елементів КТЗ, блоки живлення, клемові з'єднання, кросові елементи тощо);
- пристрої для заземлення;
- прилади і пристрої, необхідні для налагодження, калібрування (у тому числі засоби вмонтованого метрологічного контролю) і перевірки роботоздатності системи, а також запасні частини і спеціальний інструмент, розраховані не менш ніж на 1 рік експлуатації КТЗ.
5.11.3.3 АС є системами, які відновлюються і ремонтуються, при
цьому повинна передбачатись діагностика як технічних, так і програмних засобів.
Порушення в їх роботі повинні автоматично фіксуватися і повідомлятися персоналу. Відмови і відключення частини КТЗ повинні автоматично виявлятися і нейтралізуватися за рахунок дублювання найбільш відповідальних вузлів і апаратів і, за можливістю, за рахунок реконфігурації КТЗ. Порушення в роботі АС не повинні викликати помилкових команд і рішень.
Відновлення технічних засобів, які відмовили, повинно виконуватися тільки заміною типових елементів заміни без підстроювань і, як правило, без відключення живлення і виводу з роботи всієї АС.
Заміна типових елементів і відключення частини КТЗ для ремонту і профілактики не повинні призводити до порушень функціонування об'єкта керування.
Технічні засоби повинні унеможливлювати несанкціонований доступ до їхніх органів керування. Санкціонування доступу повинно здійснюватися фізичним способом (ключем, клавіатурою) або програмним
(вводом коду, паролю).
5.11.3.4 В АС може використовуватись відкрите (вільне) і/або закрите (комерційне) програмне забезпечення, що задовольняє вимогам державних стандартів на програмну продукцію і повинно містити такі
основні компоненти:
- загальне програмне забезпечення АС, - тобто сукупність програм загального призначення (обслуговуючих, стандартних, операційних систем), розроблених незалежно від даної конкретної АС і призначених для організації обчислювального процесу, в тому числі в режимі реального часу і забезпечення роботи зовнішніх пристроїв, а також для вирішення задач опрацювання інформації, що часто зустрічаються програми розробки, завантаження і компонування програм, редактори, транслятори, бібліотеки стандартних програм тощо;
- спеціальне програмне забезпечення АС, тобто сукупність програм, розроблених під час створення конкретної АС і реалізуючих основні
(керуючі, інформаційні) і допоміжні (що забезпечують функціонування і контроль за роботою КТЗ і АС в цілому, автоматизовану обробку даних під час метрологічної атестації і калібрування вимірювальних каналів тощо) функції системи.
- спеціальне програмне забезпечення функціонування локальних засобів керування, захисту, автоматики, блокувань, регулювання і засобів спілкування з ними.
Програмне забезпечення повинно передбачати можливість розширення й удосконалення. Передумовою для здійснення цієї вимоги є застосування технічних засобів, що вільно програмуються. Налагоджені і передані в експлуатацію програми повинні супроводжуватися документацією відповідно до системи стандартів на програмну продукцію.
5.11.3.5 Пристрій заземлення КТЗ АС повинен відповідати вимогам
НД і ПУЕ і виконувати такі функції:
- забезпечення електробезпеки обслуговуючого персоналу;
- заземлення одного з полюсів робочої напруги електричних схем
КТЗ (нульової шини);
- заземлення нейтралі 0,4 кВ трансформаторів живлення;
- створення кола струму для захисту від замикань на землю в колі
живлення 0,4 кВ;
- відвід від електронної апаратури струмів імпульсних і статичних перешкод, включаючи перешкоди промислової частоти і високочастотні перешкоди.
Надійність виконання перерахованих функцій повинна забезпечуватися нормуванням електричних характеристик пристрою заземлення (напруга на пристрої заземлення, напруга дотику, опір розтікання струмів), а також вимогами до його конструктивного виконання, що забезпечують зниження впливу потужних електромагнітних перешкод широкого спектра частот в перехідних процесах.
У процесі проектування пристрою заземлення повинні виконуватися спеціальні розрахунки різниці рівнів потенціалів на контурі заземлення під час розтікання імпульсних струмів (однофазні замикання на землю в мережах із глухозаземленою нейтраллю і струми від блискавковідводів) і на їхній основі, у разі необхідності, повинні передбачатися спеціальні заходи щодо зниження опору розтікання імпульсних струмів. Індивідуальне заземлення окремих пристроїв ПТК
АС на контур заземлення енергооб'єкта без цих заходів не допускається, за винятком тих випадків, коли зв'язок цих пристроїв з рештою ПТК виконується тільки за допомогою ВОЛЗ.
5.11.3.6 Зв'язок обчислювальних засобів із джерелами сигналів, виконавчими механізмами, джерелами живлення, пультами і панелями, комутаційними пристроями необхідно виконувати кабелями зовнішніх зв'язків через кросові клемники.
Кабелі внутрішньосистемних цифрових каналів зв'язку КТЗ повинні поставлятися комплектне з обчислювальними засобами. В окремих випадках допускається поставка кабелів за специфікаціями генерального проектувальника, а їхню комутацію (монтаж) виконують у відповідності з технічною документацією розробника АС.
Зв'язок мережі станційного (підстанційного) рівня з підсистемами електричних розподільчих установок і віддалених технологічних комплексів, як правило, повинен виконуватися за допомогою ВОЛЗ.
Монтаж і постачання кабелів зовнішніх зв'язків і ВОЛЗ повинні виконуватися за документацією генерального проектувальника енергооб'єкта на підставі вихідних даних розробника АС.
Прокладання кабельних зв'язків КТЗ повинно відповідати протипожежним вимогам і ПУЕ.
Суміщення в одному кабелі вимірювальних кіл із силовими і/або керуючими колами забороняється. Як виняток, допускається об'єднання в
одному кабелі кіл керування, вимірювання, захисту і сигналізації постійного і перемінного струму, а також силових кіл, що живлять електроприймачі невеликої потужності (наприклад, електродвигуни засувок).
Кабельні зв'язки повинні групуватися таким чином:
- кабелі для передачі вхідних аналогових сигналів 4-20 мА або 0 5 мА;
- кабелі для передачі вхідних сигналів від термоелектричних перетворювачів;
- кабелі для передачі вхідних і вихідних сигналів типу "сухий контакт";
- кабелі для передачі вхідних і вихідних сигналів напругою 220 В;
- кабелі для передачі вхідних кодо-імпульсних сигналів;
- кабелі для організації інформації в мережах даних.
Кожну групу кабелів необхідно прокладати в окремих металевих коробах, закритих металевими кришками. Ділянки кабелів, що йдуть поза коробом, повинні прокладатися в захисних сталевих трубах або потоках.
Короби і захисні труби повинні заземлюватися на контур заземлення енергооб'єкта.
Кабелі до основних і дублюючих обчислювальних пристроїв повинні прокладатися різними трасами.
Кабелі зв'язку КТЗ повинні прокладатися на відстані не менш ніж
1,2 м від силових кабелів, а якщо струм у силових кабелях перевищує
800 А, то їхні траси необхідно розділяти.
Кабелі зовнішніх зв'язків повинні бути з загальним екраном або з захисною оболонкою, яка має опір ізоляції відповідно до вимог НД.
Вимірювання опору ізоляції екрану повинно виконуватися перед його підключенням до контуру заземлення. Давачі аналогових сигналів типу
"Сапфір" повинні захищатися екранами від впливу радіо-завад.
Переріз проводів кабелів зовнішніх зв'язків, переважно, повинен бути 0,35 кв.мм або 0,5 кв.мм. Необхідно передбачати резервні жили у кабелі. Перевагу необхідно віддавати кабелям типу "вита пара"
(скручені два проводи) або "вита зірка" (скручені три проводи).
Кабельні зв'язки локальних пристроїв, що входять до складу АС, повинні виконуватися з врахуванням вимог даного класу апаратури і заводів-виробників цих пристроїв.
Відхилення від вимог щодо прокладання кабельних зв'язків АС допускається тільки за рішенням генерального проектувальника на підставі вимог заводів-виробників КТЗ.
5.11.3.7 Ущільнення місць проходу кабелів і імпульсних ліній
через стіни, що розділяють приміщення різних категорій
обслуговування, і ущільнення вводів кабелів і імпульсних ліній у
щити, панелі, шафи і кросові стояки повинні бути в стані, що забезпечує щільність або герметичність відповідно до протипожежних вимог.
Електричне під'єднання кабелів до приладів, первинних вимірювальних перетворювачів та іншої апаратури, що знаходиться в приміщеннях із радіоактивним впливом, повинно здійснюватися з використанням швидкоз'єднувальних штепсельних роз'ємів.
5.11.3.8 Щити шафового типу повинні бути заземлені, ущільнені, мати постійне освітлення, штепсельні розетки на 12 В і 220 В.
Дверцята щитів повинні замикатися. Штепсельні розетки повинні бути підключені до мережі освітлення цих щитів.
На відкритих панелях неоперативного контуру повинні бути вжиті заходи від випадкового дотику до частин під напругою.
Телефонний зв'язок і інші засоби зв'язку між місцями установки приладів, зборками засувок, панелями неоперативного контуру щитів керування, релейними щитами (РЩ), панелями апаратури захисту і первинних перетворювачів з оперативним щитом керування повинні бути в справному стані.
5.11.3.9 Встановлена на панелях, пультах і по місцю апаратура, первинні і вторинні вимірювальні перетворювачі, запірна арматура і клемники повинні мати чіткі написи маркування.
Щити, перехідні коробки, збірні кабельні скриньки, виконавчі механізми, затискачі і під'єднані до них кабелі, проводи і жили кабелів, а також трубні з'єднувальні (імпульсні) лінії повинні мати маркування.
5.11.3.10 Монтаж зрівняльних і конденсаційних посудин, прокладка імпульсних ліній, виготовлення й встановлення вимірювальних звужуючих пристроїв витратомірів повинні проводитися згідно з НД та Правилами.
Первинні вимірювальні тепломеханічні перетворювачі і виконавчі механізми АС повинні бути захищені від потрапляння на них вологи. У забірних пристроїв первинних перетворювачів і виконавчих механізмів повинні бути площадки°для обслуговування і огляду, які забезпечують вільний доступ до них.
5.11.3.11 Імпульсні лінії повинні бути щільними і під час експлуатації систематично перевірятися. Після капітальних ремонтів
устатковання всі імпульсні лінії повинні продуватися. Лінії, у яких можливе накопичення повітря або шламу, крім того, повинні продуватися з періодичністю, встановленою інструкцією.
Первинні запірні органи на відбірних пристроях повинні забезпечувати можливість відключення імпульсних ліній під час роботи
устатковання. Ремонт і підтримання первинних запірних органів у справному стані, а також всі операції з ними (відкриття, закриття) повинен виконувати персонал, що обслуговує технологічне устатковання.
У випадку підключення імпульсних ліній до трубопроводів і апаратів, заповнених радіоактивними речовинами активністю більш ніж
10Е-5 Ки/л, ці лінії повинні продуватися чистим середовищем в сторону радіоактивного контуру. Імпульсні лінії, заповнені радіоактивними речовинами, повинні бути забезпечені захистом на випадок розриву, а у разі прокладання їх у приміщеннях різних категорій - розділювальними посудинами на межах приміщень. Ремонт і обслуговування цих пристроїв повинен виконувати персонал, що обслуговує технологічне устатковання.
5.11.3.12 КТЗ АС повинні бути обладнані системами гарантованого електричного живлення. Одинична несправність або ремонт елемента мережі електроживлення не повинні викликати пошкодження або зміни режиму устатковання.
Для вторинного електроживлення КТЗ АС об'єктів із оперативним постійним струмом повинні використовуватися джерела гарантованого
живлення, первинне електроживлення яких здійснюється від резервованої мережі ВП і оперативного постійного струму (акумуляторних батарей).
Ці джерела повинні забезпечувати електроживлення КТЗ у всіх експлуатаційних режимах роботи енергооб'єктів.
Електроживлення змінним струмом каналів інформації технологічних захистів, автоматичних регуляторів, обчислювальних засобів, що входять в КТЗ, пристроїв зв'язку, протипожежної автоматики і особливо відповідальних механізмів необхідно здійснювати від агрегатів безперебійного живлення (АБЖ), що працюють з акумуляторною батареєю в буферному режимі. Первинне живлення АБЖ повинно здійснюватися від секцій 0,4 кВ власних потреб. АБЖ повинні мати вмонтовану гальванічну розв'язку для недопущення заземлення акумуляторної батареї. Система
АБЖ повинна залишатися роботоздатною у випадках втрати живлення власних потреб протягом 1 години.
На АЕС первинне живлення АБЖ здійснюється від секцій надійного
живлення 6 кВ (що резервуються дизель-генераторами) через розділювальні трансформатори 6/0,4 кВ з ізольованою нейтраллю 0,4 кВ.
Детальні дані щодо організації аварійного електропостачання АЕС наведені в 12.10. На інших енергооб'єктах, що мають секції надійного
живлення, первинне електроживлення АБЖ необхідно виконувати від цих секцій.
Типи АБЖ повинні вибиратися на стадії робочого проектування після
остаточного визначення споживачів безперебійного живлення і їхнього сумарного навантаження.
Основними параметрами для вибору типу АБЖ є: потужність навантаження, коефіцієнт навантаження Соs(ф) і показник якості електроенергії.
Електроживлення засобів резервного керування особливо відповідальним устаткованням, спеціалізованих пристроїв РЗА, попереджувальної і аварійної сигналізації повинно здійснюватися
оперативним постійним струмом від акумуляторної батареї напругою 220
В або 110 В. На підстанціях із оперативним змінним струмом допускається живлення пристроїв РЗА й АСДК випрямленим постійним струмом від спеціальних блоків живлення. Мікропроцесорні пристрої
РЗА, які застосовуються, повинні зберігати роботоздатність у разі короткочасних перерв живлення до 40 мс. Допускається автоматичне резервування живлення пристроїв РЗА від струмів короткого замикання.
Електроживлення системи керування і захисту устатковання електростанцій повинно здійснюватися за групами споживачів: електричні захисти, автоматика, блокування, засоби керування, технологічні захисти і їхні давачі, пристрої дистанційного керування і блокування, прилади технологічного контролю і їхні давачі, пристрої аварійної і попереджувальної сигналізації, системи виявлення і
гасіння пожежі, засоби авторегулювання, засоби обчислювальної техніки і їхні давачі.
Живлення дискретних давачів інформації повинно здійснюватись напругою 220 В або 36 В постійного струму від акумуляторної батареї або внутрішніх джерел живлення КТЗ.
Споживачі всіх груп, крім засобів обчислювальної техніки, повинні поділятись на підгрупи за технологічним принципом.
Розподіл живлення по підгрупах і групах повинен здійснюватися
через самостійні апарати захисту, що забезпечують селективне відключення пошкоджених ділянок і ремонт елементів мережі електроживлення без зупину основного устатковання.
Пристрої АС повинні мати резервне електричне живлення з автоматичним і ручним перемиканням. Для контролю живлення від
основного або резервного джерела кожен пристрій повинен мати вмонтовану світлову індикацію. У випадку автоматичного переходу пристрою на резервне живлення повинна діяти сигналізація.
У разі втрати живлення окремого пристрою, групи або підгрупи споживачів повинна діяти сигналізація.
Для енергоблоків з резервними джерелами оперативного струму напругою 220/380 В повинні бути шини розподільчого пристрою власних потреб 0,4 кВ свого або сусіднього енергоблока, від якого не резервуються шини РУВП 0,4 кВ даного енергоблока і інвертори АБЖ.
Справність засобів автоматичного вмикання резерву (АВР) електричного живлення (пристроїв контролю стану, керування, захисту
устатковання та справність пристроїв сигналізації втрати їх живлення і автоматичного переходу на резервне живлення), повинна періодично перевірятись за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
5.11.3.13 У комплект АС, що вводяться в експлуатацію, повинні входити:
- технічне забезпечення у вигляді КТЗ, змонтованого відповідно до робочих креслень (проекту);
- програмне забезпечення у вигляді програм на машинних носіях інформації;
- проектна документація;
- експлуатаційна документація з усіх видів забезпечення АС і АС в
цілому, що містить усі відомості про систему, необхідні для її налагодження, калібрування, введення в експлуатацію і забезпечення експлуатації, у тому числі обсяги і періодичність технічного
обслуговування, поточних і капітальних ремонтів;
- запасні частини і прилади, стендова апаратура, спеціальний інструмент, засоби налагодження технічних засобів і контролю метрологічних характеристик, необхідні для перевірки роботоздатності, налагодження, введення в експлуатацію і забезпечення експлуатації АС;
- формуляр на програмне забезпечення АС в цілому і формуляри на програмні вироби.
За узгодженням розробників АС з замовником АС, комплектність АС може бути розширена.
5.11.3.14 Уведення в дію АС повинно проводитися у встановленому
НД порядку, у тому числі правилами приймання в експлуатацію з монтажу і налагодження систем керування технологічними процесами.
Підставою для приймання АС в промислову експлуатацію повинні бути позитивні результати приймальних випробувань і акт введення АС в промислову експлуатацію. Створення і введення АС в експлуатацію можна здійснювати в повному обсязі або чергами, якщо це передбачене технічним завданням.
Технічним завданням може бути також установлено, що введенню АС в промислову експлуатацію передує її дослідна експлуатація. Тривалість дослідної експлуатації в частині виконання функцій повинна визначатися досягненням проектних параметрів і критеріїв,
установлених програмами випробувань, але не перевищувати 6 місяців. У
цьому випадку введення АС в дослідну експлуатацію повинно здійснюватись на підставі позитивних результатів попередніх випробувань і акта введення АС в дослідну експлуатацію.
Приймання АС в дослідну і/або промислову експлуатацію повинно проводитись після завершення приймання в дослідну і/або промислову експлуатацію усіх функцій і задач, передбачених для даної АС або
черги, що вводиться.
Організація введення АС в експлуатацію повинна забезпечити випереджуючу готовність АС до аналогічних робіт і випробування на
устаткованні. Так, технічні засоби і підсистеми АС, необхідні для проведення пуско-налагоджувальних робіт і пуску енергоблока, повинні бути прийняті в дослідну експлуатацію до проведення зазначених етапів введення енергоблока в експлуатацію.
5.11.3.15 У випадку, якщо деякі передбачені проектом функції АС не введені в експлуатацію в термін, установлений для освоєння технологічного устатковання, повинні бути оформлені обґрунтовані технічні рішення з зазначенням причин відмови від впровадження і видано завдання проектній організації на доопрацювання проекту. Технічні рішення повинні бути узгоджені з проектною організацією і затверджені керівником енергооб'єкта.
У випадках, коли це передбачене чинним законодавством або НД, прийняті керівництвом енергооб'єкта рішення повинні бути узгоджені з відповідними органами державного регулювання і нагляду.
Розділ 2, Підрозділ 11, Глава 4
Вимоги до експлуатації
5.11.4.1 Після введення в експлуатацію всі засоби вимірювання, збору і представлення інформації, пристрої і програмно-технічні комплекси, що реалізують інформаційні й керуючі функції і задачі АС вимірювання теплотехнічних, електричних, фізичних, дозиметричних, радіометричних, хімічних і механічних параметрів, автоматичне регулювання, дистанційне і логічне керування запірними і регулювальними органами і механізмами, електричні і технологічні захисти, технологічна сигналізація, блокування і технічна діагностика
- повинні утримуватися справними і під час роботи технологічного
устатковання постійно перебувати в роботі (у проектному обсязі).
5.11.4.2 Якщо в процесі експлуатації внесені зміни в устатковання або технологічну схему, змінились умови експлуатації або з'явилися інші чинники, що потребують зміни проектних рішень з автоматизації
устатковання, обсяг і технічні рішення щодо цих змін визначає,
обґрунтовує і встановлює керівник енергооб'єкта з урахуванням
обставин, наведених у п.5.11.1.3.
У випадках, коли" це передбачено чинним законодавством або НД, прийняті керівником енергооб'єкта рішення повинні бути узгоджені з
галузевим органом, який визначає Мінпаливенерго України і відповідними органами державного регулювання і нагляду.
5.11.4.3 Основною задачею експлуатації АС є забезпечення їх роботоздатності, виконання заданих функцій і відповідність проектним
характеристикам за рахунок:
- технічного обслуговування КЗА АС відповідно до встановленого регламенту;
- проведення ремонту КЗА АС відповідно до вимог проектної і заводської документації, чинних норм і правил.
- ретельного аналізу функціонування АС в перехідних і аварійних режимах на підставі інформації, наданої ретроспективою аварійних подій, і розроблення заходів щодо усунення недоліків у роботі АС;
- метрологічного забезпечення;
- збору і аналізу даних про надійність комплексу засобів АС, ведення документації й інформаційної бази даних про стан і надійність комплексу засобів АС;
- супроводження програмного й інформаційного забезпечення;
- аналізу ефективності функціонування АС та розроблення пропозицій щодо їх удосконалення
- заміни пристроїв і технічних засобів, що входять у комплекс засобів автоматизації, які відпрацювали свій ресурс або вичерпали термін служби, або не задовольняють потрібним технічним вимогам;
- опробування та випробування комплексу засобів автоматизації;
- забезпечення відповідності автоматизованого технологічного
устатковання технічним умовам заводів-виробників, вимогам Правил і
ГКД 34.35.101.
5.11.4.4 Під час організації експлуатації АС обов'язки структурних підрозділів щодо вирішення задач експлуатації АС, у тому
числі з обслуговування комплексу технічних і програмних засобів, повинні бути визначені наказом керівника енергооб'єкта. У цьому наказі повинен бути наведений перелік устатковання, що обслуговується кожним підрозділом, із зазначенням меж обслуговування.
5.11.4.5 Підрозділи, які обслуговують АС, повинні забезпечувати:
- підтримання АС в справному стані і готовності до роботи, своєчасне проведення технічного обслуговування ремонти, ефективне використання АС, обчислювальної техніки і комп'ютерних систем, наявність запасних частин і приладів відповідно до чинних нормативів;
- удосконалення і розвиток АС, включаючи впровадження нових задач, модернізацію КЗА і програм, що знаходяться в експлуатації,
освоєння передової технології збору і підготовки вхідної інформації;
- ведення класифікаторів нормативне - довідкової інформації;
- організацію інформаційної взаємодії з суміжними й ієрархічними рівнями АС;
- розроблення та ведення документації АС, а також розроблення інструктивних і методичних матеріалів, необхідних для функціонування
АС;
- аналіз роботи АС, її економічної ефективності, своєчасне представлення звітності;
- підвищення кваліфікації персоналу.
5.11.4.6 Підрозділи, що обслуговують технологічне
устатковання,повинні:
- своєчасно вводити в роботу й ефективно використовувати усі
функції і задачі АС;
- забезпечити цілість і чистоту зовнішніх частин і пристроїв АС, встановлених у зоні обслуговування устатковання.
5.11.4.7 Регулювальні і запірні органи, що використовуються в системах керування, у процесі експлуатації повинні задовольняти технічні вимоги щодо щільності, витратних характеристик і люфтів. У разі закриття щільність повинна забезпечуватися дією системи дистанційного або автоматичного керування без дозакриття вручну.
Обслуговування і ремонт регулювальних органів і їх з'єднань з виконавчими механізмами, редукторів електроприводів, з'єднувальних півмуфт повинні виконуватися персоналом, що веде ремонт основного
устатковання, а установка їх на місце і приймання проводитися за
участю персоналу, що обслуговує АС.
Кінцеві вимикачі, що задіяні в схемах керування і автоматики,
обслуговує підрозділ, який обслуговує ці системи. Виготовлення і
обслуговування кронштейнів для установки кінцевих вимикачів здійснює персонал, що проводить ремонт основного устатковання.
5.11.4.8 Монтаж і обслуговування відбірних пристроїв, бобишок
гільз і штуцерів для установки давачів, а також дросельних органів витратомірів, повинні виконуватися персоналом, який веде ремонт
основного устатковання, а установка їх на місце і приймання проводитися за участю персоналу, що обслуговує АС.
Установлення, зняття і ущільнення давачів, розміщуваних у середині механізмів, і давачів прямої дії виконується персоналом, що проводить ремонт основного устатковання за участю обслуговуючого персоналу АС.
Первинні запірні органи на відбірних пристроях під час експлуатації повинні забезпечити можливість відключення імпульсної
лінії для її обслуговування під час роботи устатковання.
Обслуговування цих запірних органів повинен здійснювати персонал, що
Обслуговує технологічне устатковання.
5.11.4.9 Установлення і з'єднання електромагнітів з механізмом, клапаном або золотником, а також ремонт цих з'єднань і механічної
частини клапанів проводить персонал технологічних цехів.
Електромагніти обслуговує персонал, який обслуговує АС.
5.11.4.10 Поточні і капітальні ремонти, а також профілактичні випробування електродвигунів (крім їхнього перемотування), що входять
у комплект пристроїв автоматичного регулювання, захистів і дистанційного керування, повинен виконувати персонал, який обслуговує засоби АС. Перемотування електродвигунів цих приводів повинно виконуватися електричним цехом або спеціалізованою організацією.
Зняття (установлення) електродвигунів потужністю понад 4 кВт і
Їх транспортування для ремонту (установлення) проводить персонал, який виконує ремонт устатковання.
5.11.4.11 Під час експлуатації температура навколишнього повітря, вологість, вібрація, радіація, напруженість зовнішніх електричних і магнітних полів, імпульсні перенапруги, радіо і імпульсні перешкоди й інтенсивність електростатичних розрядів, а також запиленість у місцях
установлення технічних засобів АС не повинні перевищувати значень, що допускаються стандартами, технічними умовами та інструкціями заводу-виробника на ці засоби.
Мікропроцесорні пристрої РЗА повинні застосовуватися без вмонтованих вентиляторів. За наявності вмонтованих вентиляторів виробником пристрою повинно гарантуватись напрацювання на відмову системи вентиляції не менше ніж у основних функцій пристрою. У разі розміщення пристроїв РЗА у шафах (контейнерах) на відкритих розподільчих установках і в неопалюваних приміщеннях повинно передбачатись їхнє автоматичне обігрівання. Пристрої повинні зберігати роботоздатність при температурі навколишнього середовища в діапазоні від мінус 5 до плюс 55 град.С і відносній вологості до
80 %. Розміщення пристроїв не повинно допускати потрапляння на них прямих сонячних променів.
У приміщеннях щитів керування, де розташовані технічні засоби
обчислювальної техніки АС, температура і відносна вологість повинні бути не вище відповідно 25 град.С і 80 %. В аварійних режимах,
обумовлених несправністю систем кондиціонування повітря, зазначені параметри повинні бути не більшими відповідно 35 град.С і 90 %.
Система кондиціонування повинна утримуватися в стані, що забезпечує надійне функціонування засобів АС.
Температура в місцях розміщення щитів керування технологічним
устаткованням шафового типу повинна бути не вище ніж 45 град.С, а в місцях установки шаф пристроїв обчислювальної техніки і логічних пристроїв (20 ± 5) град.С.
5.11.4.12 У процесі експлуатації КЗА АС повинен проходити перевірку на відповідність проектним характеристикам за програмами і
графіками, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта. У випадку неможливості прямої перевірки, випробування необхідно проводити в умовах, що максимально імітують реальний стан
устаткування і КЗА АС.
5.11.4.13 Технічне обслуговування, ремонт і перевірка КЗА АС, у тому числі перевірка опору ізоляції силових і вимірювальних кабельних
ліній, повинні проводитися за нормативами, методиками і інструкціями, розробленими на підставі вимог заводської документації і НД відповідно до графіків, затверджених технічним керівником енергооб'єкта.
Ремонт засобів обчислювальної техніки повинен виконуватися, як правило, спеціалізованими підприємствами за заводською технологією. У
цьому випадку відповідальність за здавання засобів у ремонт і приймання'їх із ремонту несе персонал цеху (служби), який обслуговує
ці засоби. Склад комісії для приймання з ремонту затверджується керівництвом енергооб'єкта.
5.11.4.14 Технічне обслуговування, ремонт і перевірки комплексу засобів АС повинні проводитися з дотриманням умов безпечної експлуатації устатковання в терміни, установлені проектом і відповідно до чинних НД. Порядок проведення технічного обслуговування і виведення в ремонт повинен визначатися затвердженим положенням.
5.11.4.15 Метрологічне забезпечення комплексу засобів АС повинно відповідати вимогам цих Правил.
5.11.4.16 Технологічні захисти, введені в постійну експлуатацію, повинні бути включені протягом усього часу роботи устатковання, на якому вони встановлені. Виведення із роботи справних технологічних захистів забороняється. Виведення з роботи пристроїв технологічного захисту на працюючому устаткованні дозволяється тільки у випадках:
- роботи устатковання в перехідних режимах, коли необхідність відключення захисту обумовлена інструкцією з експлуатації основного
устатковання;
- очевидної несправності захисту. Виведення повинно виконуватися за розпорядженням начальника зміни електростанції з обов'язковим повідомленням технічного керівника енергооб'єкта й оформленням запису в оперативній документації;
- періодичної перевірки відповідно до графіка, затвердженого технічним керівником енергооб'єкта з дозволу оперативного персоналу, в віданні якого вони знаходяться.
У всіх інших випадках відключення захистів повинно виконуватися тільки за розпорядженням технічного керівника енергооб'єкта з
оформленням запису в оперативній документації.
Проведення ремонтних і налагоджувальних робіт у колах включених захистів забороняється.
Введення в експлуатацію заново змонтованих або модернізованих технологічних захистів повинно виконуватися за розпорядженням технічного керівника енергооб'єкта за затвердженими ним програмами.
5.11.4.17 Перед пуском устатковання після-його простою понад 3 доби або якщо проводилися ремонтні роботи в колах захистів, повинно проводитись опробування кіл захистів і АВР технологічного
устатковання із дією на виконавчі органи. Опробування проводиться згідно з інструкцією з експлуатації захистів персоналом технологічного цеху спільно з персоналом, який обслуговує ці засоби.
У разі недопустимості опробування кіл захистів із дією на виконавчі органи з умов теплового стану агрегату, їх опробування повинно бути виконане персоналом, що обслуговує ці засоби, без дії на виконавчі органи, але з обов'язковою наступною перевіркою в повному
обсязі за першої можливості.
5.11.4.18 Періодичність й обсяг перевірок справності технологічних захистів, захисних і автоматичних пристроїв, а також арматури повинні відповідати вимогам технологічних регламентів експлуатації енергоустатковання і КЗА АС і проводитись за графіками, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта.
5.11.4.19 Засоби технологічних захистів (первинні вимірювальні перетворювачі, вимірювальні прилади, клемники, ключі і перемикачі, запірна арматура імпульсних ліній) повинні мати зовнішні кольорові
ознаки.
Панелі захистів і встановлена на них апаратура повинні мати з двох сторін написи, що вказують на їхнє призначення.
На шкалах приладів повинні бути позначки уставок спрацьовування захистів.
5.11.4.20 Алгоритми роботи технологічних захистів і блокувань, у тому числі значення уставок і витримок часу спрацьовування, повинні бути визначені заводами-виробниками устатковання і проектною документацією. У випадку модернізації устатковання або відсутності проектних даних, значення уставок і витримок часу встановлюються на підставі результатів досліджень.
На енергооб'єкті повинна бути карта (журнал) уставок захистів, блокувань і сигналізації, затверджених технічним керівником енергооб'єкта.
Введення і виведення захистів і блокувань у вказаних вище випадках повинно здійснюватись тільки проектними засобами. Апаратура захисту і блокувань, що має пристрої для зміни уставок, повинна бути
опломбована (крім реєструючих приладів). Пломби дозволяється знімати тільки працівникам, які обслуговують пристрої захисту із записом про
це в оперативному журналі.
5.11.4.21 Технологічні захисти повинні мати пристрої, що фіксують першопричину їхнього спрацьовування, і реєстратори подій, які повинні знаходитись в експлуатації протягом усього часу роботи устатковання, яке захищається.
Усі випадки спрацьовування захистів повинні враховуватися в
оперативному журналі, а відмови - у журналі дефектів й аналізуватися.
Повинні визначатися причини і види несправностей. За результатами
цього аналізу повинні складатись заходи для попередження помилкового спрацювання або неспрацювання захистів.
5.11.4.22 Введені в експлуатацію регулятори (контури регулювання) повинні постійно знаходитися в стані, що забезпечує підтримання значень технологічних параметрів у межах, регламентованих експлуатаційними і нормативно-технічними документами. Виведення з роботи справних автоматичних регуляторів допускається тільки у випадках, зазначених в інструкціях з експлуатації або оперативного
обслуговування.
5.11.4.23 Для кожного введеного в експлуатацію регулятора
(контуру регулювання) на енергооб'єкті повинні бути такі дані, необхідні для відновлення його настроювання після ремонтів або заміни апаратури, що вийшла з ладу:
- технічний опис і інструкція з експлуатації;
- програми і методики випробувань;
- акти з результатами проведених випробувань і висновками;
- виконавчі електричні схеми;
- профілі прохідних отворів регулювальних органів і їхні робочі
характеристики;
- карта або журнал параметрів настроювання.
5.11.4.24 Уведені в експлуатацію засоби логічного керування повинні постійно бути у стані, що забезпечує виконання відповідних програм (алгоритмів).
Перед уведенням в експлуатацію засобів логічного керування після
їх відключення терміном понад 3 доби, або якщо у зовнішніх колах або в шафах засобів логічного керування виконувались ремонтні роботи^* проводиться перевірка роботоздатності засобів логічного керування із дією на виконавчі органи. Перевірка проводиться персоналом технологічного цеху і цеху, що обслуговує систему керування. У разі неможливості перевірки виконавчих операцій із дією на виконавчі механізми, перевірку роботоздатності засобів логічного керування робить персонал, що обслуговує засоби керування, без впливу на виконавчі органи.
Обсяг і порядок проведення перевірок роботоздатності повинні бути регламентовані інструкцією, затвердженою технічним керівником енергооб'єкта.
5.11.4.25 На працюючому устаткованні ремонтні і налагоджувальні роботи у шафах засобів логічного керування проводяться, як правило, за умови відключення від них виконавчих кіл, а у виконавчих
(зовнішніх) колах - такі роботи не виконуються.
У виняткових випадках ремонтні і налагоджувальні роботи в виконавчих (зовнішніх) колах на працюючому устаткованні проводяться з дозволу технічного керівництва енергооб'єкта згідно зі спеціально розробленими і затвердженими програмами за нарядами або розпорядженнями.
5.11.4.26 Уведення в експлуатацію пристроїв логічного керування після налагодження або коректування технологічних алгоритмів керування повинно проводитися за розпорядженням технічного керівника енергооб'єкта за затвердженими ним програмами.
5.11.4.27 Під час експлуатації АС повинні забезпечуватися збирання, опрацювання, аналіз і збереження інформації про відмови КЗА
АС.
5.11.4.28 Технічні й організаційні заходи повинні унеможливлювати несанкціонований доступ у приміщення, де розміщено КЗА АС.
5.11.4.29 Для кожної АС обслуговуючий персонал повинен вести, згідно з затвердженим технічним керівником енергооб'єкта переліком, проектну, заводську, технічну й експлуатаційну документацію.
5.11.4.30 Керівництво енергооб'єктів повинно здійснювати контроль за експлуатацією АС, проводити аналіз їх функціонування й ефективності використання, розробляти заходи щодо розвитку й
удосконалювання, а також їх своєчасного технічного переоснащення.
Розділ 2, Підрозділ 12
Охорона праці
5.12.1 Робота з охорони праці на енергооб'єктах повинна проводитися згідно з "Кодексом законів України про працю". Законом
України "Про охорону праці" та іншими нормативно-правовими актами.
На кожному енергооб'єкті, в кожному структурному підрозділі і на робочому місці повинні бути створені умови праці відповідно до вимог нормативних актів, а також забезпечене дотримання прав працівників,
гарантованих законодавством про охорону праці.
5.12.2 Уся робота з охорони праці повинна бути спрямована на створення системи організаційних заходів і технічних засобів, призначених для запобігання впливу на працівників небезпечних і
шкідливих виробничих факторів.
5.12.3 Улаштування і експлуатація устатковання, будівель і споруд повинні відповідати вимогам нормативних актів з охорони праці.
5.12.4 Засоби захисту, пристрої та інструмент, які використовуються під час обслуговування та ремонту устатковання, будівель і споруд, повинні своєчасно проходити огляд і випробування згідно з чинними нормативними актами з охорони праці.
5.12.5 На енергооб'єктах повинні бути розроблені і затверджені інструкції з охорони праці для всіх працівників виробничих професій
(наприклад, машиністів, електрозварників, лаборантів), а також на
окремі види робіт (роботи на висоті, монтажні, ремонтні тощо) згідно з вимогами НД ДНАОП 0.00-4.15 і ДНАОП 0.00-8.03 "Порядок опрацювання і затвердження власником нормативних актів про охорону праці, що діють на підприємстві", ДНАОП 1.1.10-1.02 "Правила безпечної експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій та теплових мереж".
5.12.6 На енергооб'єктах, відповідно до нормативних актів, повинно бути організоване лікувально-профілактичне обслуговування персоналу:
- первинні, при поступленні на роботу, і періодичні медичний та профілактичний наркологічний огляди працівників певних категорій;
- професійний відбір для визначення анатомо-фізіологічної та психофізіологічної придатності до безпечного виконання робіт (окремих видів і операцій);
- передрейсові медичні огляди водіїв транспортних засобів;
- лікувально-профілактичне харчування і санітарно-побутове
обслуговування.
5.12.7 Кожен працівник повинен знати і суворо виконувати вимоги безпеки праці, що стосуються устатковання, яке ним обслуговується, та організації праці на робочому місці.
5.12.8 На кожному енергооб'єкті повинна бути створена служба
охорони праці, розроблене і затверджене "Положення про систему
управління охороною праці", повинна використовуватись нарядна система
організації робіт згідно з НД. На підприємствах з кількістю працівників меншою ніж 50, функції служби охорони праці можуть виконувати за сумісництвом особи, які мають відповідну підготовку.
Загальне керівництво роботою з охорони праці і персональна відповідальність за неї покладається на першого керівника
(роботодавця) енергооб'єкта.
Керівники і посадові особи енергооб'єктів зобов'язані забезпечити проведення організаційних і технічних заходів щодо створення безпечних і здорових умов праці на робочих місцях, у виробничих приміщеннях і на території, яка належить енергооб'єкту, контролювати
їх відповідність діючим вимогам безпеки і виробничої санітарії, а також своєчасно організовувати навчання, перевірку знань, інструктаж персоналу, контроль за дотриманням ним вимог охорони праці.
У разі неможливості уникнення впливу на персонал шкідливих і небезпечних факторів, керівні і посадові особи повинні забезпечити персонал засобами індивідуального захисту (ЗІЗ) залежно від характеру виконуваних робіт.
5.12.9 Під час ремонту устатковання АЕС повинні застосовуватись пристрої, які знижують вплив іонізуючого випромінювання на персонал на робочих місцях, а також спецодяг і ЗІЗ. Крім того, повинні проводитись заходи, спрямовані на зниження рівнів забруднення радіоактивними речовинами поверхонь устатковання, приміщень і спецодягу, попередження розповсюдження та забезпечення локалізації забруднень. Відходи повинні перероблятися і своєчасно захоронятися.
5.12.10 У випадку виникнення пожеж, аварійних ситуацій, втому
числі радіаційних та інших порушень у роботі устатковання, персонал енергооб'єкта та відряджений іншими підприємствами та організаціями персонал повинен вжити заходів щодо попередження розвитку аварії, пожежі, виконати необхідні захисні заходи і, у випадку небезпеки для здоров'я чи життя, покинути робоче місце маршрутом, встановленим планом евакуації.
5.12.11 Під час виконання будівельно-монтажних, налагоджувальних і ремонтних робіт на одному і тому ж устаткованні або споруді
одночасно декількома організаціями за договорами з енергооб'єктом, керівництво цеху (дільниці) спільно з керівництвом підрядних
організацій повинно розробити спільний графік робіт і план узгоджених заходів з охорони праці, виробничої санітарії, радіаційної і вибухопожежобезпеки, які враховують взаємодію експлуатаційного, будівельно-монтажного, налагоджувального та ремонтного персоналу.
Відповідальність за виконання вказаного плану заходів на своїх дільницях, за відповідність кваліфікації персоналу і дотримання ним вимог охорони праці та пожежної безпеки несуть відповідні керівники.
5.12.12 Кожний нещасний випадок, а також будь-які порушення вимог безпеки праці, які могли б призвести до нещасних випадків або аварій, повинні бути ретельно розслідувані, виявлені причини і винуватці їх виникнення та вжиті заходи щодо попередження повторення подібних випадків. Повідомлення про нещасні випадки, професійні захворювання і аварії, їхнє розслідування і облік повинні здійснюватись згідно з
ДНАОП 0.00-4.03 "Положення про порядок розслідування та ведення
обліку нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на виробництві" (далі ДНАОП 0.00-4.03).
Відповідальність за правильне і своєчасне розслідування та облік нещасних випадків, оформлення актів форми Н-1 і Н-5, НТ, розроблення і реалізацію заходів з усунення причин нещасного випадку несе керівник енергооб'єкта.
5.12.13 Відповідальність за нещасні випадки і професійні захворювання несуть керівники і посадові особи енергооб'єкта, які не забезпечили виконання вимог безпеки і виробничої санітарії і не вжили належних заходів для попередження нещасних випадків, а також працівники, які безпосередньо порушили вимоги правил або інструкцій з
охорони праці.
5.12.14 За матеріалами розслідування нещасних випадків із смертельним наслідком і групових нещасних випадків, випадків незапланованого опромінення персоналу, які сталися на АЕС, повинні видаватись накази про виконання заходів, які запропоновані в актах розслідування.
5.12.15 На кожному енергооб'єкті повинен бути створений кабінет
охорони праці для проведення організаційної і методичної роботи з навчання, проведення інструктажів і перевірки знань працівників з питань охорони праці та пожежної безпеки.
Весь персонал повинен бути практично навчений способам надання першої долікарської допомоги потерпілим при нещасних випадках безпосередньо на місці події згідно з вимогами РД 34.03.702
"Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования".
Перевірка знань інструкції повинна проводитись під час первинної та періодичної перевірки знань з охорони праці. Щорічно, із застосуванням сучасних тренажерів, повинно проводитись навчання персоналу для підтримання навичок з надання першої долікарської допомоги.
5.12.16 У кожному цеху енергооб'єкта, на підстанціях, районах і дільницях теплових і електричних мереж, у лабораторіях та в інших структурних підрозділах, а також в автомашинах виїзних бригад повинні бути аптечки або сумки першої допомоги з постійним запасом необхідних медикаментів і медичних засобів.
Персонал, згідно з типовими нормами безплатної видачі, повинен бути забезпечений спецодягом, спецвзуттям та іншими засобами індивідуального захисту, мийними засобами залежно від характеру виконуваних робіт і зобов'язаний ними користуватись під час роботи.
Персонал несе відповідальність за невикористання за призначенням засобів захисту, виданих для виконання певної роботи.
5.12.17 Персонал, який перебуває в приміщеннях з діючим енергоустаткованням (за винятком щитів керування, РЩ та їм подібних, а також приміщень зони суворого режиму АЕС), в закритих і відкритих розподільчих установках, колодязях, камерах, каналах і тунелях електростанцій, теплових і електричних мереж, на будівельному майданчику і в ремонтній зоні, а також під час обслуговування повітряних ліній електропередавання повинен користуватись захисними касками.
Розділ 2, Підрозділ 13
Пожежна безпека
5.13.1 Забезпечення пожежної безпеки енергетичних підприємств повинно проводитись згідно із Законом України "Про пожежну безпеку",
НАПВ А.01.001 "Правила пожежної безпеки в Україні", ГКД 34.03.303
"Правила пожежної безпеки в компаніях, на підприємствах та в
організаціях енергетичної галузі України" та іншими галузевими нормативними актами, які регламентують окремі питання пожежної безпеки.
5.13.2 Забезпечення пожежної безпеки є складовою частиною виробничої діяльності всіх працівників енергооб'єктів і покладається на керівників та уповноважених ними осіб.
На кожному енергооб'єкті залежно від кількості працівників і пожежонебезпечних об'єктів повинна бути створена служба пожежної безпеки або призначена особа, відповідальна за пожежну безпеку.
5.13.3 Улаштування та експлуатація устатковання, будівель і споруд повинні відповідати вимогам НД з пожежної безпеки.
Будівлі, споруди і територія енергооб'єктів повинні бути
обладнані мережами протипожежного водопостачання, установками виявлення і гасіння пожежі згідно з вимогами НД. Територія енергооб'єктів, а також будівлі, споруди, приміщення повинні бути забезпечені відповідними знаками безпеки згідно з чинними НД.
5.13.4 На кожному енергооб'єкті, з урахуванням пожежної небезпеки, наказом (інструкцією) повинен бути встановлений відповідний протипожежний режим, а також складені інструкції з пожежної безпеки:
- загальнооб'єктна;
- для окремих цехів, дільниць, лабораторій, приміщень тощо;
- експлуатації систем водопостачання, установок виявлення і
гасіння пожежі;
- проведення пожежонебезпечних видів робіт, експлуатації технологічних установок, устатковання тощо.
Інструкції повинні розроблятись на підставі чинних правил та інших нормативних актів, з огляду на специфіку пожежної небезпеки будівель, споруд, технологічних процесів, технологічного та виробничого устатковання. Крім того, повинен бути складений оперативний план пожежогасіння, який розробляється спільно спеціалістами пожежної охорони Міністерства надзвичайних ситуацій і енергоб'єкта.
Усі вищевказані документи повинні затверджуватись у встановленому порядку.
5.13.5 Кожен працівник повинен чітко знати і виконувати вимоги
ППБ і встановлений на енергооб'єкті протипожежний режим, не допускати
особисто і зупиняти дії інших осіб, які можуть призвести до пожежі або загоряння.
5.13.6 Працівники енергооб'єктів повинні проходити протипожежний інструктаж, вдосконалювати знання з пожежної безпеки, регулярно брати
участь у протипожежних тренуваннях і проходити перевірку знань ППБ згідно з вимогами чинних НД з підготовки персоналу і цих Правил.
Періодичність, тематика та обсяги протипожежних тренувань повинні визначатись згідно з галузевими НД, з урахуванням необхідності набуття практичних навичок гасіння пожеж у взаємодії з пожежними підрозділами, не припиняючи керування устаткованням.
5.13.7 Керівником гасіння пожежі на енергооб'єкті до прибуття першого пожежного підрозділу є особа, визначена інструкцією з пожежної безпеки.
Після прибуття першого пожежного підрозділу ця особа повинна інформувати про особливості об'єкта, на якому виникла пожежа, і про вжиті заходи з гасіння пожежі старшу посадову особу пожежного підрозділу, передати їй керівництво гасінням пожежі, видати письмовий допуск на проведення пожежогасіння та надавати максимально можливу допомогу у ліквідації пожежі силами та засобами енергооб'єкта.
5.13.8 На всіх енергооб'єктах з кількістю працівників 50 і більше
осіб за рішенням трудового колективу повинні бути створені пожежно-технічні комісії, очолювані технічним керівником, а також добровільні пожежні дружини, які проводять свою роботу згідно з
чинними нормативними актами.
5.13.9 Технічне обслуговування автоматичних та інших установок
гасіння пожежі та пожежної сигналізації повинно проводитись спеціально атестованим персоналом енергооб'єкта або його підрозділів згідно з інструкціями.
Призначення осіб, відповідальних за стан протипожежного
устатковання, і розмежування зон обслуговування визначається наказом по енергооб'єкту.
Первинні засоби пожежогасіння повинні бути в постійній готовності до роботи, а їхнє технічне обслуговування здійснюватись згідно з
чинними НД.
5.13.10 Роботи, пов'язані з відключенням ділянок протипожежного водопроводу, перекриттям доріг і проїздів, ремонтом технологічного
устатковання протипожежного водопостачання, а також з вимкненням протипожежної автоматики і сигналізації, повинні проводитись за
узгодженням з особою, відповідальною за пожежну безпеку і експлуатацію відповідних ділянок (установок), тільки на підставі письмового дозволу технічного керівника енергооб'єкта і повідомлення пожежної охорони енергооб'єкта (за її наявності).
5.13.11 Зварювальні та інші вогненебезпечні роботи на енергооб'єктах, у тому числі ті, що виконуються ремонтними, монтажними та іншими підрядними організаціями, повинні проводитись згідно з вимогами ППБ і відповідних інструкцій.
5.13.12 За організацію протипожежного режиму на енергооб'єктах відповідальність несуть:
- керівники - за загальний протипожежний стан, організацію виконання протипожежних заходів і вимог протипожежного режиму, роботу створених добровільних пожежних формувань;
- технічні керівники - за роботу пожежно-технічних комісій, технічний стан засобів пожежогасіння і систем протипожежної автоматики, організацію виконання нормативних протипожежних вимог і підготовку персоналу;
- керівники й інженерно-технічні працівники підрозділів - за протипожежний стан закріплених за ними об'єктів і ділянок, а також підготовку персоналу.
5.13.13 Кожний випадок пожежі (загорання) повинен розслідуватись спеціально призначеною комісією для встановлення причин, збитків, винуватців виникнення пожежі (загорання) і розроблення протипожежних заходів для інших об'єктів галузі згідно з ГКД 34.20.801 "Інструкція із службового розслідування, первинного обліку та аналізу пожеж, які сталися на об'єктах Мінпаливенерго України."
Розділ 2, Підрозділ 14
Ядерна безпека
5.14.1 Влаштування та експлуатація устатковання РУ повинні відповідати вимогам ПБЯ 04 "Правила ядерной безопасности атомных
электростанций" (розділ 4), ПБЯ РУ АС "Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций".
5.14.2 Персональну відповідальність за забезпечення ядерної безпеки несе перший керівник АЕС, а за організацію робіт із забезпечення ядерної безпеки енергоблоків і підготовку експлуатаційного персоналу - технічний керівник АЕС.
Посадові особи, інженерно-технічний та оперативний персонал АЕС несуть відповідальність за ядерну безпеку в межах, установлених посадовими інструкціями.
5.14.3 Основним документом, який визначає безпечну експлуатацію
РУ й енергоблока АЕС у цілому, є технологічний регламент, у якому містяться вимоги й основні прийоми безпечної експлуатації енергоблока
АЕС, загальний порядок виконання операцій, пов'язаних з безпекою АЕС, а також межі й умови безпечної експлуатації.
5.14.4 Будь-які технічні й організаційні рішення, прийняті в процесі експлуатації для підвищення безпеки енергоблоків АЕС, крім передбачених проектом, повинні грунтуватися на принципі, який полягає в тому, що вони повинні бути апробовані досвідом експлуатації прототипів, позитивними результатами випробувань чи досліджень і відповідати нормам, правилам і стандартам з ядерної та радіаційної безпеки.
5.14.5 Усі ядерні реактори АЕС повинні мати паспорти, зареєстровані в органах державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки України.
Стан ядерної безпеки АЕС повинен перевірятися відповідно до встановлених правил не рідше ніж один раз на рік.
5.14.6 Усі випадки порушення ядерної безпеки повинні бути ретельно розслідувані відповідно до НД 306.205 "Положення про порядок розслідування й обліку порушень у роботі атомних станцій" (далі НД
306.205) і повинні бути вжиті заходи, спрямовані на запобігання повторення подібних випадків.
5.14.7 Під час експлуатації АЕС системи керування і захисти ЯР повинні забезпечувати: а) пуск і зупин ЯР з переведенням активної зони в підкритичний стан без порушення меж безпечної експлуатації; б) автоматичне підтримання заданого рівня потужності
(інтенсивності ланцюгової реакції); в) контроль нейтронного потоку у всьому діапазоні зміни його
щільності в активній зоні (від 10Е-7 до 120 % номінального рівня), що здійснюється як мінімум трьома незалежними між собою каналами вимірювань з показуючими приладами (принаймні два з трьох каналів контролю рівня щільності нейтронного потоку повинні бути оснащені записуючими пристроями);
г) аварійний захист (АЗ) основного устатковання РУ відповідно до проекту; д) вимірювання нейтронної потужності (нейтронного потоку) на будь-якому рівні потужності трьома незалежними каналами з показуючими
(самописними) приладами; е) контроль за зміною реактивності;
ж) аварійний захист ЯР на всіх рівнях потужності незалежно від наявності і стану джерел енергопостачання;
и) надійне підтримування ЯР у підкритичному стані; к) перекриття не менш ніж на один порядок змін вимірюваної величини під час послідовного переходу з однієї групи вимірювальних каналів на іншу.
У разі наявності на РУ декількох родів аварійного захисту як аварійний захист першого роду приймається найбільш швидкодіючий захист, який забезпечує автоматичний зупин ЯР під час виникнення аварії.
5.14.8 Електрична схема керування рухом органів системи керування і захистів (СКЗ) повинна забезпечувати автоматичне введення поглиначів у ЯР після спрацювання АЗ відповідно до заданої програми і не допускати можливості витягнення органів компенсації чи регулювання при невитягнених органах АЗ.
5.14.9 Повинна бути забезпечена швидкість уведення позитивної реактивності виконавчими органами СКЗ не більше 0,07 В(бета)еф/с.
Якщо виконавчі органи мають ефективність більшу ніж 0,7 В(бета)еф, то введення позитивної реактивності повинно бути кроковим з вагою кроку не більше ніж 0,3 В(бета)еф.
5.14.10 Підкритичність активної зони ЯР в будь-який момент кампанії після зведення робочих органів АЗ в робоче положення з введеними рештою органів СКЗ повинна бути не менше ніж 0,01 у стані активної зони з максимальним ефективним коефіцієнтом розмноження.
5.14.11 Кількість, розташування, ефективність і швидкість введення виконавчих органів АЗ повинні забезпечувати у будь-яких аварійних ситуаціях, включаючи вихід з ладу одного найбільш ефективного органа: а) швидкість зниження потужності ЯР, достатню для запобігання пошкодження оболонок твелів; б) приведення ЯР у підкритичний стан і підтримку його в цьому стані з урахуванням можливого збільшення реактивності протягом часу, достатнього для введення рідкого поглинача; в) запобігання утворення локальних критичних мас.
5.14.12 Виведення ЯР у критичний стан і на потужність дозволяється у разі виконання таких умов*:
- виконавчі органи АЗ повинні бути у зведеному стані;
- повинен здійснюватися контроль нейтронної потужності
(нейтронного потоку) і періоду розгону ЯР;
- аварійний захист ЯР повинен відповідати вимогам п.5.14.7 і п.5.14.11;
- у систему керування і захисту повинні бути включені усі виконавчі органи СКЗ;
- система аварійного електропостачання повинна бути справною і в стані готовності до роботи; повинний бути встановлений інструкцією запас дизельного палива для дизель-генераторів;
- система аварійного введення рідкого поглинача повинна бути справною і в стані готовності до дії, повинні бути створені встановлений запас і концентрація рідкого поглинача;
- система сигналізації і блокувань ЯР повинна бути випробувана і знаходитися в робочому стані;
- повинні бути справними і знаходитися в стані готовності до дії системи аварійного розхолоджування і системи локалізації аварій.
----------* Вимоги в повному обсязі повинні бути наведені в інструкції з експлуатації конкретної РУ.
5.14.13 Операції з досягнення критичного стану повинні виконуватися тільки за командами начальника зміни АЕС чи енергоблока.
5.14.14 Контроль за зупиненою РУ, якщо ЯП знаходиться в активній зоні ЯР, повинен здійснюватися постійно, протягом усього простою, у тому числі під час завантажування і перевантажування ЯП.
Обов'язковому контролю підлягають:
- нейтронна потужність (нейтронний потік);
- швидкість наростання нейтронного потоку (чи реактивність);
- концентрація рідкого поглинача в теплоносії (якщо проектом передбачена рідинна система регулювання).
5.14.15 У разі виникнення аварійної ситуації, не передбаченої інструкцією і яка загрожує порушенням ядерної безпеки, ЯР повинен бути переведений у підкритичний стан уведенням усіх поглиначів СКЗ, в тому числі введенням рідкого поглинача (якщо останній передбачений проектом).
Оператор ЯР зобов'язаний самостійно зупинити ЯР, якщо він вважає,
що подальша робота загрожує безпеці АЕС.
5.14.16 Усі роботи зі свіжим чи відпрацьованим ЯП повинні проводитися з дотриманням правил ядерної безпеки за затвердженим планом та інструкціями.
Порядок проведення перевантажування ЯП повинен визначатися програмою, робочим графіком, картограмами перевантажування, складеними з урахуванням вимоги забезпечення ядерної безпеки.
5.14.17 Перевантажування ЯП повинно проводитися при введених у роботу робочих органів АЗ. У цьому випадку підкритичність повинна бути не менше ніж 0,01 у стані активної зони з максимальним ефективним коефіцієнтом розмноження.
В ядерних реакторах, у яких перевантажування ЯП здійснюється з розчепленням робочих органів СКЗ, перевантаження ЯП повинно проводитися при введених в активну зону робочих органах СКЗ. У цьому випадку мінімальна підкритичність ЯР у процесі перевантаження з
урахуванням можливих помилок повинна становити не менше ніж 0,02.
5.14.18 Ядерно-небезпечні роботи повинні проводитися, як правило, на зупиненому ЯР з підкритичністю не меншою ніж 0,02 для стану активної зони з максимальним ефективним коефіцієнтом розмноження за спеціальними, затвердженими експлуатуючою організацією програмами, якщо ці роботи передбачені технологічним регламентом безпечної експлуатації РУ.
Якщо ядерно-небезпечні роботи або випробування не передбачені технологічним регламентом безпечної експлуатації РУ, інструкціями з експлуатації, то вони повинні проводитись за технічними рішеннями чи програмами, узгодженими органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки і затвердженими технічним керівником АЕС.
Технічне рішення чи програма повинні містити:
- мету проведення ядерно-небезпечних робіт і очікуваний результат;
- технологію ведення ядерно-небезпечних робіт;
- технічні й організаційні заходи для забезпечення ядерної безпеки;
- критерії правильності завершення ядерно-небезпечних робіт;
- вказівку про призначення особи, відповідальної за проведення ядерно-небезпечних робіт.
5.14.19 В інструкціях з експлуатації систем і устатковання АЕС, які регламентують експлуатацію РУ і процедури (операції) з ЯП, повинні бути відображені вимоги щодо забезпечення ядерної безпеки.
5.14.20 Дії персоналу АЕС у випадку виникнення проектних
(розглянутих у проекті) аварій, в тому числі і ядерної, повинні визначатися "Інструкцією з попередження і ліквідації аварій на АЕС", яка розробляється на основі технічного обґрунтування безпеки (ТОБ) РУ і ТОБ АС адміністрацією АЕС, затверджується експлуатуючою
організацією і погоджується органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки України.
В інструкції повинні бути наведені (розглянуті) проектні аварії, дії персоналу щодо попередження і ліквідадії власне аварій і заходи з
ліквідації наслідків у випадку виникнення проектної ядерної аварії.
5.14.21 Персонал АЕС повинен бути підготовлений до керування проектними і запроектними аваріями. Для цього експлуатуюча
організація й адміністрація АЕС повинні розробити програми і графіки протиаварійних тренувань і організувати відповідно до них навчання і протиаварійні тренування персоналу.
Завданням керування аваріями є:
- недопущення розвитку аварійної ситуації в проектну аварію;
- запобігання розвитку проектної аварії в запроектну;
- запобігання розвитку запроектних аварій і послаблення їхніх наслідків;
- захист герметичного огородження від руйнування у разі запроектних аварій;
- повернення АЕС у контрольований стан, при якому припиняється
ланцюгова реакція ділення, забезпечується постійне охолодження ЯП
(активної зони) і утримання радіоактивних речовин у встановлених межах і кількості.
Розділ 2, Підрозділ 15
Радіаційна безпека
5.15.1 Під час проектування, експлуатації, зняття АЕС
(енергоблока АЕС) з експлуатації обов'язкове виконання вимог таких
НД:
- НРБУ "Державні гігієнічні нормативи. Норми радіаційної безпеки
України";
- СП АС "Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций" (далі СП АС);
- ДСП 6.074.120 "Основные санитарные правила противорадиационной защиты Украины (ОСПУ)", (далі ДСП 6.074.120);
- ПРБ АС "Правила радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций" (далі ПРБ АС);
- НП 306.4.06.050 "Правила ядерної та радіаційної безпеки при перевезенні радіоактивних матеріалів".
5.15.2 Персональну відповідальність за забезпечення радіаційної безпеки несе перший керівник АЕС, а за організацію робіт із забезпечення радіаційної безпеки технологічного устатковання енергоблоків і підготовку експлуатаційного персоналу - технічний керівник АЕС.
Посадові особи, інженерно-технічний і оперативний персонал АЕС несуть відповідальність за радіаційну безпеку в межах, установлених посадовими інструкціями та інструкціями з радіаційної безпеки АЕС.
5.15.3 Адміністрація АЕС на підставі звіту про аналіз безпеки повинна розробити регламент радіаційного контролю на АЕС, який погоджується з Міністерством охорони здоров'я України, органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки і затверджується експлуатуючою організацією. У ньому повинні міститися правила, критерії, умови, методи і засоби радіаційного контролю.
5.15.4 На АЕС повинен бути забезпечений:
- радіаційний контроль стану захисних бар'єрів;
- радіаційний технологічний контроль;
- радіаційний дозиметричний контроль;
- радіаційний контроль навколишнього середовища;
- радіаційний контроль за нерозповсюдженням радіоактивних забруднень.
5.15.5 Виконання радіаційного контролю на АЕС, у санітарно-захисній зоні і зоні спостереження покладається на відділ
(цех) радіаційної безпеки.
Нагляд за дотриманням правил, норм, стандартів з радіаційної безпеки усіма працюючими на АЕС особами, у тому числі і відрядженими, покладається на відомчу інспекцію з радіаційної безпеки на АЕС.
5.15.6 Радіаційний захист повинен здійснюватися виходячи із принципу, що величина індивідуальних доз опромінення, кількість осіб, які опромінюються, колективна доза та імовірність опромінення від будь-якого з видів іонізуючого випромінювання повинні бути найнижчими з тих, які можна практично досягти з урахуванням економічних і соціальних факторів.
5.15.7 В інструкції з радіаційної безпеки АЕС повинні бути відображені вимоги основних принципів радіаційної безпеки, спрямованих на:
- недопущення будь-якого необгрунтованого опромінення;
- недопущення перевищення встановлених дозових меж;
- оптимізацію дози опромінення.
5.15.8 Показниками стану радіаційної безпеки АЕС є:
- рівень опромінювання персоналу і відряджених осіб
(індивідуальні і колективні дози);
- кількість порушень у роботі АЕС з радіаційними наслідками;
- випадки порушень вимог радіаційної безпеки на АЕС;
- величина й активність газоаерозольних викидів;
- величина й активність скидів;
- об'єм утворюваних рідких радіаційних відходів (РРВ) і твердих радіаційних відходів (ТРВ);
- рівень радіаційної обстановки на АЕС (потужність дози, концентрація радіоактивних речовин, забрудненість поверхонь робочих приміщень).
5.15.9 Керівники сторонніх організацій, що відряджають персонал для роботи в зоні суворого режиму АЕС, повинні видавати йому індивідуальні довідки про придатність до виконання роботи в умовах іонізуючих випромінювань, сумарну дозу опромінення на період роботи на даній АЕС відповідно до відряджувального посвідчення, а також
упевнитися в наявності посвідчень про перевірку знань з правил радіаційної безпеки.
5.15.10 Персонал АЕС повинен проходити обов'язкові медичні
огляди: попередній - під час прийому на роботу і періодичні, у встановленому порядку, - протягом трудової діяльності.
Перелік медичних протипоказань, за наявності яких особа не може бути допущена до роботи на ядерних установках, а також із джерелами іонізуючого випромінювання (ДІВ), установлюється Міністерством
охорони здоров'я України.
5.15.11 Кожен працюючий на АЕС, незалежно від займаної посади, у тому числі і відряджений персонал, повинен:
- знати і суворо виконувати вимоги правил та інструкцій з радіаційної безпеки під час перебування в контрольованій зоні і під
час виконання конкретних робіт, а також негайно виконувати вказівки працівників підрозділів з радіаційної безпеки АЕС та відомчої інспекції з радіаційної безпеки на АЕС;
- добре усвідомлювати властивість і біологічну дію іонізуючого випромінювання та пам'ятати, що радіаційний вплив на організм людини має безпороговий характер і свої посадові і професійні обов'язки в зоні суворого режиму виконувати без втрати часу на другорядні питання, щоб отримані дозові навантаження були щонайменшими;
- застосовувати засоби індивідуального захисту і засоби індивідуального дозиметричного контролю;
- знати і виконувати вимоги щодо попередження радіаційної небезпеки і правила особистої поведінки у разі її виникнення;
- бути навченим практичним прийомам надання долікарської допомоги
у разі радіоактивних уражень, добре усвідомлювати властивості і біологічну дію іонізуючого випромінювання на організм людини;
- доводити до відома власного керівника і підрозділу з радіаційної безпеки про виявлені несправності в роботі установок і апаратури, які є джерелами радіаційного випромінювання;
- виконувати усі вимоги з дотримання особистої гігієни.
5.15.12 Інформація про радіаційну обстановку на АЕС повинна бути доступна всьому персоналу й органам державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.
5.15.13 Ліміти доз і допустимі рівні опромінення категорій А, Б,
В встановлені НРБУ "Державні гігієнічні нормативи. Норми радіаційної безпеки України". Контроль за опроміненням персоналу, обсяг і види контролю радіаційного стану на радіаційне ядерному об'єкті регламентується ДСП 6.074.120.
5.15.14 У технологічних регламентах експлуатації кожного енергоблока АЕС повинні бути наведені значення експлуатаційних меж і меж безпечної експлуатації за радіаційними параметрами.
Для кожного енергоблока повинні бути встановлені кількісні значення радіаційних критеріїв виникнення аварійної ситуації трьох ступенів:
- з перевищення контрольних рівнів;
- з досягнення значень, за яких ЯР необхідно зупинити;
- з досягнення значень, у разі яких необхідне введення в дію планів заходів щодо захисту персоналу і населення.
5.15.15 Роботи в зоні з можливою або існуючою радіаційною небезпекою, під час виконання яких індивідуальні дози опромінення можуть перевищити встановлені на АЕС змінні рівні, повинні виконуватися за дозиметричними нарядами з обов'язковим індивідуальним дозиметричним контролем і відповідною підготовкою робочих місць.
5.15.16 Роботи з підвищеною радіаційною небезпекою, виконання яких не передбачене технологічними картами й інструкціями з радіаційної безпеки, повинні виконуватися за програмами, погодженими відділом (цехом) радіаційної безпеки і затвердженими технічним керівником АЕС.
5.15.17 У випадку виникнення проектної чи запроектної аварії захист персоналу повинен здійснюватися відповідно до "Плану заходів
щодо захисту персоналу АЕС".
5.15.18 У випадку виникнення запроектної аварії заходи для захисту населення повинні здійснюватися відповідно до "Плану заходів
щодо захисту населення у випадку аварії на АЕС".
Розділ 2, Підрозділ 16
Системи вентиляції та кондиціювання повітря
Розділ 2, Підрозділ 16, Глава 1
Системи вентиляції та кондиціювання повітря загального призначення
5.16.1.1 Системи вентиляції та кондиціювання повітря повинні відповідати державним та галузевим нормативним актам і забезпечувати:
- надійне та ефективне підтримання в робочих зонах виробничих приміщень стандартизованих параметрів повітря: температури, вологості, рухомості, допустимих концентрацій шкідливих речовин у повітрі, а також необхідних температурних умов повітряного середовища в зоні розміщення електроапаратури згідно з вимогами заводів-виробників устатковання та чинних НД;
- надійне підтримання концентрацій вибухонебезпечних речовин у повітрі приміщень з вибухонебезпечними виробництвами на рівні, який не перевищує допустимий;
- надійний протидимовий захист головного корпусу енергоблока під
час евакуації персоналу у випадку пожежі шляхом ефективного відведення диму з коридорів та надійного підпору ліфтів та сходових кліток зовнішнім повітрям;
- ефективне відведення газоподібних продуктів згоряння з приміщень основних щитів керування та автоматики після ліквідації
осередків горіння.
5.16.1.2 Системи вентиляції приміщень із виробництвами, які виділяють шкідливі речовини у вигляді аерозолю, пари чи пилу, повинні забезпечувати викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря в обсязі, який не перевищує дозволені викиди, встановлені для конкретних систем, як джерел викидів, нормативами, узгодженими і затвердженими згідно з чинними НД.
5.16.1.3 Під час експлуатації систем вентиляції та кондиціювання повітря повинна бути забезпечена надійна робота пов'язаних з ними інших систем, а саме: систем теплопостачання повітронагрівників,
холодопостачання повітроохолодників, постачання охолоджувальною водою конденсаторів холодильних агрегатів автономних кондиціонерів та
холодильних машин, постачання водою питної якості зрошувальних секцій
центральних кондиціонерів та зволожувачів автономних кондиціонерів, паропостачання ежекторів холодильних пароежекторних машин з параметрами робочих середовищ згідно з вимогами заводів-виробників
устатковання та вказівками експлуатаційних інструкцій.
5.16.1.4 Системи вентиляції та кондиціювання повітря повинні постійно мати передбачену проектом теплову та протипожежну ізоляцію повітроводів, яка повинна бути завжди у справному стані.
5.16.1.5 Початок та закінчення роботи вентсистем періодичної дії, які викидають в атмосферне повітря шкідливі речовини і для яких встановлені нормативи дозволених викидів, повинні фіксуватися в
журналі експлуатації вентсистем, що необхідно для розрахунків валових викидів шкідливих речовин.
5.16.1.6 На кожну вентсистему повинен бути заведений паспорт
установленого НД зразка. У паспорт необхідно заносити дані аеродинамічних та теплотехнічних випробувань, виконуваних у процесі налагодження вентсистем після монтажу, ремонту чи модернізації і періодичних - один раз на рік, а також^ відомОсті про виконані ремонти та модернізації.
5.16.1.7 На кожне газо- чи пиловловлювальне устатковання витяжних вентсистем на підставі результатів випробувань повинен бути заведений паспорт газоочисної установки (ГОУ), який підлягає погодженню з природоохоронними органами. Форма паспорта повинна відповідати державним правилам експлуатації установок очищення газу.
5.16.1.8 Газопиловловлювальне устатковання повинно періодично,
один раз на рік, випробовуватись для визначення ефективності очищення витяжного повітря, а також максимальних, середніх та мінімальних значень концентрації шкідливих речовин у повітрі, що викидається в атмосферу.
5.16.1.9 Для кожного об'єкта (будівлі, споруди) повинна бути розроблена інструкція з експлуатації систем вентиляції, в якій мають бути наведені режимні карти експлуатації кожної вентсистеми, що містять такі відомості:
- режим експлуатації: цілорічний, експлуатація в теплу чи холодну пору року;
- режим керування: ручний, автоматичний (за імпульсами від давачів);
- режим роботи: однозмінний, двозмінний, цілодобовий, періодичний
- залежно від необхідності, короткочасний - з фіксованим часом роботи, аварійний (під час пожежі, після пожежі, у разі підвищеної концентрації вибухонебезпечних чи радіоактивних речовин в приміщеннях, у разі виникнення радіаційної аварії на АЕС);
- час вмикання та вимикання вентсистеми (для короткочасного режиму з фіксованим часом та для однозмінного і двозмінного режимів роботи);
- критерій переходу з режиму експлуатації в теплу пору року на режим експлуатації в холодну пору року, і навпаки;
- періодичність перемикання на резервне вентустатковання;
- періодичність опробування устатковання та автоматики аварійних вентсистем;
- періодичність перевірки вогнезатримних клапанів та клапанів димовідведення.
5.16.1.10 Порядок організації оперативного та технічного
обслуговування, ремонту, налагодження та випробувань систем вентиляції та кондиціювання повітря повинен бути визначений керівництвом енергооб'єкта згідно з типовими положеннями та інструкціями з урахуванням місцевих умов.
5.16.1.11 Зміни схем існуючих систем вентиляції чи кондиціювання повітря повинні виконуватись тільки за попередньо розробленим проектом модернізації. Усі зміни повинні відповідати чинним правилам і нормам промислової санітарії, вибухопожежобезпеки, радіаційної безпеки та охорони праці. Будь-які самовільні врізки в існуючу мережу повітроводів не допускаються.
5.16.1.12 Фактичні витрати тепла та електроенергії на вентиляцію та кондиціювання повітря повинні бути економічно обгрунтовані і відповідати нормативним показникам, затвердженим керівництвом енергооб'єкта.
5.16.1.13 Кожна вентсистема і система кондиціювання повітря, а також кожен її механізм та апаратура повинні мати оперативні позначення. При присвоєнні оперативних позначень системам вентиляції та кондиціювання повітря будівель та споруд, розташованих у межах виробничого майданчика енергоб'єкта, необхідно дотримуватись принципу неповторюваності.
5.16.1.14 Написи оперативних позначень систем вентиляції та кондиціювання повітря повинні бути нанесені на їхні повітроводи з інтервалом від 10 до 20 м, при цьому вони обов'язково повинні бути на транзитних ділянках повітроводів і в місцях скупчення інших комунікацій.
Розділ 2, Підрозділ 16, Глава 2
Системи вентиляції та відведення газоподібних продуктів АЕС
5.16.2.1 Системи вентиляції та кондиціювання повітря АЕС повинні відповідати вимогам попереднього підрозділу Правил, які узгоджуються з вимогам нормативних актів, чинних в атомній енергетиці, а також вимогами санітарних правил проектування та експлуатації атомних станцій.
5.16.2.2 Системи вентиляції повинні забезпечувати безперебійне постачання обслуговуваних приміщень АЕС чистим повітрям відповідно до проектних режимів та підтримання в усіх нормальних експлуатаційних режимах роботи АЕС у герметичних приміщеннях і боксах, де можлива поява радіоактивних газів та аерозолів, розрідження в межах значень,
що відповідають проекту та чинним НД.
5.16.2.3 На АЕС повинен дотримуватись принцип роздільного вентилювання приміщень зони суворого режиму та зони вільного режиму.
У зоні суворого режиму незалежно від режиму роботи АЕС повинна забезпечуватись напрямленість руху повітря тільки у бік більш
"брудних" приміщень. Для запобігання зворотних перетікань повітря слід встановлювати клапани надлишкового тиску.
5.16.2.4 У приміщеннях, в межах яких можливе виділення радіоактивних газів, аерозолів, йоду, необхідно передбачати подачу до
ЗІЗ (пневмокостюмів, пневмомасок) повітря, очищеного від механічних домішок, радіоактивних аерозолів та підігрітого в холодну пору року до 18 град.С.
5.16.2.5 Системи вентиляції та кондиціювання повітря зони суворого режиму повинні мати 100-відсотковий резерв вентагрегатів з автоматичним введенням резерву. Витяжні та рециркуляційні вентсистеми, які належать до локалізуючих та забезпечуючих систем, повинні живитися від мережі надійного електропостачання та бути забезпечені самозапуском вентагрегатів після перерви живлення.
5.16.2.6 На час проведення ремонту технологічного устатковання в
герметичних приміщеннях і боксах слід збільшувати кількість повітря,
що забирається з цих приміщень витяжними системами, шляхом вмикання резервних вентагрегатів.
5.16.2.7 Забороняється об'єднувати різні за ступенем радіоактивного забруднення приміщення повітроводами однієї системи вентиляції. Вентиляція реакторного залу повинна здійснюватися самостійними вентсистемами, у цьому разі повітрообмін у реакторному залі повинен бути не меншим однократного на годину (за умови відвідування його персоналом).
5.16.2.8 На АЕС повинна постійно вестися робота щодо зниження величини активності газоподібних викидів.
Експлуатація систем очищення та відведення повітря не повинна допускати можливості перевищення максимальних викидів радіоактивних речовин, встановлених нормативами. Експлуатація АЕС з викидами, радіоактивність яких перевищує нормативну максимальну величину, забороняється.
5.16.2.9 У випадку наявності на АЕС кількох вентиляційних труб, активність викидів через кожну з них повинна нормуватися таким чином,
щоб сумарна активність не перевищувала встановлену.
5.16.2.10 Викид в атмосферу технологічних здувок і повітря, що відводиться з приміщень зони суворого режиму, необхідно здійснювати
через висотну венттрубу після обов'язкового очищення від радіоактивних сполук йоду і аерозолів. Гази та повітря, які забираються від технологічного устатковання разом з радіоактивними речовинами, перед очищенням та викидом в атмосферу повинні, за необхідності, витримуватися в спеціальних газгольдерах.
5.16.2.11 У разі очищення повітря (газів) вугільними фільтрами відносна вологість очищуваного повітря (газів) не повинна перевищувати допустиму величину, обумовлену технічними умовами заводу-виробника.
5.16.2.12 Під час експлуатації систем вентиляції, важливих для безпеки АЕС, а також систем спецгазоочищення повинні контролюватися такі параметри:
- напір, створюваний вентиляторами;
- витрата повітря у системах та висотній венттрубі;
- перепад тисків повітря на фільтрах;
- об'ємна активність аерозолів, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів у вентсистемах;
- об'ємна активність газу в системах спецгазоочищення (до і після
фільтрів);
- активність та радіонуклідний склад викиду в атмосферу аерозолів, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів через висотну венттрубу.
Радіаційний контроль і контроль витрати повітря, яке відводиться
через венттрубу, повинні здійснюватися безперервно. Обсяг та періодичність інших видів контролю повинні визначатися експлуатаційними інструкціями. В експлуатаційних інструкціях повинні бути вказані граничне допустимі значення питомих перепадів тиску повітря на фільтрах (групах фільтрів), віднесених до одиниці витрати повітря, що проходить через них. Ці значення повинні бути встановлені на підставі досвіду експлуатації та експериментальних аеродинамічних випробувань вентсистем.
5.16.2.13 У випадку виникнення аварійної ситуації на АЕС, яка може призвести до забруднення радіонуклідами повітряного середовища в зоні повітрозабірних пристроїв припливних вентсистем основних та допоміжних будівель, необхідно, з урахуванням встановлених режимів захисту персоналу, вимкнути всі припливно-витяжні повітрообмінні вентсистеми, які не пов'язані із забезпеченням умов роботи технологічного устатковання під час ліквідації аварії.
5.16.2.14 Система очищення радіоактивно-забруднених газів, що виводяться з технологічного устатковання, повинна бути обладнана необхідними ЗВТ. Керування цією системою повинно здійснюватися дистанційно.
5.16.2.15 У всіх елементах устатковання систем збирання та
очищення радіоактивних газів, газгольдерах та інших ємностях, де можливе виділення та накопичення водню, систематично повинна контролюватися його концентрація.
Концентрація водню в газі не допускається більше 3 %. Елементи, котрі підлягають контролю на можливе виділення та накопичення водню, повинні бути вказані в інструкції з експлуатації на підставі проекту.
5.16.2.16 Експлуатація установок допалювання водню на АЕС повинна здійснюватися відповідно до спеціальної інструкції. Забороняється експлуатація цієї установки при об'ємній концентрації водню після контактного апарата понад 1 %.
5.16.2.17 Забороняється тривала (понад 3 годин) експлуатація
установки допалювання водню, якщо температура газу, що надходить до контактного апарата, менша ніж 120 град.С.
5.16.2.18 Огляд устатковання систем вентиляції, очищення газів та допалювання водню на АЕС, опробування їх резервних агрегатів та введення їх у роботу здійснюється періодично, за графіком.
Капітальний ремонт цього устатковання повинен проводитись за необхідністю.
5.16.2.19 Ремонт вентагрегатів чи заміна фільтрів у системах ремонтної вентиляціГАЕС не повинні виконуватися під час проведення ремонтних робіт або робіт, пов'язаних з перевантажуванням ЯП (за винятком резервного вентустатковання).
5.16.2.20 Для робіт, пов'язаних з різанням, зварюванням, зачищенням на забрудненому радіонуклідами устаткованні та трубопроводах, повинні передбачатися мобільні (пересувні) вентиляційні пристрої, а повітря, що відводиться ними, повинно
очищуватися фільтрами або повинно бути організоване його скидання у відповідні штатні системи вентиляції.
5.16.2.21 Клапани надлишкового тиску повинні бути завжди в справному стані і забезпечувати разом із витяжними вентсистемами необхідне розрідження повітря в боксах. Кожен клапан повинен мати
оперативне позначення як арматура, що належить витяжній вентсистемі, пов'язаній з ним перетіканням повітря. Періодичність огляду тих чи інших клапанів надлишкового тиску встановлюється на підставі досвіду експлуатації, залежно від запиленості та радіації повітря.
5.16.2.22 Забороняється використовувати патрубки клапанів надлишкового тиску для прокладання в них будь-яких комунікацій, а також захаращувати підступи до них. Для високо розміщених клапанів повинні бути передбачені спеціальні пристрої (драбини, площадки), які забезпечують доступ під час техобслуговування.
5.16.2.23 Забороняється проводити ремонт противибухових пристроїв
(типу УЗС чи МЗС) на повітрозабірниках припливних систем реакторного відділення під час роботи ЯР. Усі профілактичні та ремонтні роботи на
цих пристроях, а також їх перевірка на спрацьовування повинні виконуватися під час проведення ремонтів енергоблока. Перевірка на спрацьовування повинна проводитися за методиками, узгодженими з
обласним органом цивільної оборони.
Розділ 2, Підрозділ 17
Збір, зберігання і транспортування радіоактивни відходів, дезактивація
5.17.1 Збір, зберігання, транспортування і перероблення РАВ повинні проводитися згідно з чинними правилами, санітарними нормами й інструкціями.
5.17.2 Експлуатація АЕС без прийнятих у роботу очисних споруд і
установок з перероблення РАВ, сховищ РРВ і ТРВ забороняється.
5.17.3 Рідкі радіоактивні відходи за величиною об'ємної активності поділяються відповідно до СП АС на три типи: низькоактивні, середньоактивні і високоактивні.
5.17.4 Під час експлуатації АЕС повинна забезпечуватися надійна робота передбаченої проектом кількості установок для очищення води технологічних систем від радіоактивних речовин, а також системи контролю її активності.
5.17.5 Радіоактивна вода технологічних систем АЕС повинна використовуватися після її очищення від радіонуклідів і контролю активності в оборотному водопостачанні.
5.17.6 Забороняється несанкціонований випуск води зі спеціальної каналізації у водоймища, на місцевість, а також у систему
господарсько-фекальної, виробничої і дощової каналізації.
Скидання дебалансної води від технологічних систем у відкриті водоймища чи господарсько-фекальну каналізацію дозволяється після її
очищення і контролю активності тільки за дотримання вимог правил
охорони поверхневих вод від забруднень стічними водами і за умови, що концентрація радіоактивних речовин у ній не перевищує допустиму
ДКв ingest згідно з НРБУ "Державні гігієнічні нормативи. Норми радіаційної безпеки України".
5.17.7 Під час експлуатації сховища рідких відходів (СРВ) повинна підтримуватися в робочому стані система передачі РРВ і пульпи з
однієї ємності в інші, а також у систему остаточного перероблення відходів.
Горючі РРВ повинні збиратися окремо і спрямовуватися на установки спалювання цих відходів з обов'язковим очищенням димових газів від радіоактивних речовин.
5.17.8 Повинен бути забезпечений контроль за витіканнями з технологічних трубопроводів з радіоактивним середовищем у технологічні канали, потоки і температурні шви будівель і споруд; збір і відведення, а також переробка продуктів витікання.
5.17.9 На АЕС повинен здійснюватися контроль щільності
(герметичності) ємностей СРВ методом вимірювання активності в спеціальних свердловинах, захищених від засмічення.
5.17.10 Контроль за режимом ґрунтових вод, рівнем води в контрольних свердловинах і вмістом радіонуклідів по периметрах сховищ
РРВ і ТРВ повинен проводитися не рідше ніж один раз в квартал.
Контроль за наявністю води в сховищах ТРВ повинен проводитися не рідше ніж один раз на місяць з метою вжиття заходів для попередження потрапляння в них води. У випадку потрапляння води повинні бути вжиті заходи для її збирання, відведення і перероблення.
5.17.11 Рідкі радіаційні відходи, які зберігаються в СРВ, підлягають концентруванню і тужавінню. У кубовому залишку РРВ, які спрямовуються на тимчасове зберігання в ємності РРВ, солевміст повинен відповідати передбаченому проектом.
5.17.12 У СРВ повинен здійснюватися радіаційний контроль потужності дози гамма-випромінювання, концентрації радіоактивних
газів і аерозолів у повітрі приміщень, концентрації водню в ємностях зберігання іонообмінних матеріалів.
Сховище рідких відходів повинно бути організоване так, щоб
уникнути утворення в ємностях вибухонебезпечної суміші і підвищення температури відходів вище від заданих значень.
5.17.13 На АЕС повинен вестися суворий облік надходження РРВ з проміжних ємностей у СРВ із записом у відповідному журналі.
Відповідальність за облік, зберігання відходів і правильну експлуатацію СРВ несе адміністрація цеху, до складу якого входить
СРВ.
5.17.14 Тверді радіоактивні відходи класифікуються відповідно до
СП АС на низькоактивні, середньоактивні і високоактивні. Їхнє зберігання і захоронення дозволяється тільки в передбачених проектом місцях. Для зменшення об'єму ТРВ повинні підлягати переробленню методом спалювання, подрібнення, пресування.
5.17.15 Збір ТРВ повинен здійснюватися в контейнери, розташовані в приміщеннях на спеціально відведених місцях. У цьому випадку ТРВ повинні сортуватися за ступенем радіоактивності й агрегатним станом.
Персонал АЕС повинен не допускати змішування відходів різного ступеня радіоактивності, а також потрапляння нерадіоактивних твердих відходів у радіоактивні.
5.17.16 Перед відправленням контейнерів із ТРВ до місця обробки
чи зберігання, вони повинні підлягати дозиметричному контролю.
Транспортувати ТРВ до місць зберігання треба на спеціально
обладнаному транспорті в транспортних контейнерах за погодженими з місцевими органами Держсаннагляду маршрутами.
На АЕС повинен вестися суворий облік ТРВ, які вивозяться, із записом у відповідному журналі.
5.17.17 На АЕС повинна бути забезпечена можливість періодичної і,
у разі необхідності (перед виконанням ремонтних робіт), дезактивації
устатковання і приміщень, поверхні яких у процесі експлуатації перебувають у контакті з технологічними середовищами, забрудненими радіоактивними речовинами.
5.17.18 Системи дезактивації устатковання і приміщень під час експлуатації АЕС постійно повинні підтримуватися в робочому стані.
5.17.19 На АЕС повинні бути розроблені регламенти прибирання і дезактивації приміщень зони суворого режиму.
5.17.20 Запас дезактивуючих засобів і мийних розчинів повинен бути незнижуваним.
Мийні розчини для дезактивації повинні вибиратися з такою умовою,
щоб забезпечувалось змивання радіоактивних речовин і запобігання
їхнього вторинного осадження на поверхні, які дезактивуються. Мийні розчини не повинні викликати корозійних пошкоджень устатковання.
5.17.21 Під час планування і виконання будь-яких робіт у зоні суворого режиму повинні передбачатися і виконуватися заходи щодо зменшення об'єму РРВ, ТРВ і їхнього своєчасного усунення.
5.17.22 Пристосування, інструменти та інші предмети, які виносяться з необслуговуваних і періодично обслуговуваних приміщень зони суворого режиму в інші приміщення, повинні перед винесенням підлягати дезактивації (очищенню) для зменшення забруднень до передбачених для цих (інших) приміщень рівнів, а які не піддаються
очищенню до допустимого рівня, повинні розглядатися як ТРВ.
5.17.23 Адміністрація АЕС повинна забезпечити суворий облік кількості, переміщення і місцезнаходження всіх подільних і радіоактивних матеріалів, демонтованого радіоактивного устатковання, забрудненого інструменту, одягу, РАВ, інших ДІВ.
На кожному етапі поводження з РАВ, ДІВ і радіоактивними матеріалами повинен вестись радіаційний контроль.
5.17.24 Не рідше ніж один раз на рік комісія, призначена керівником установи, перевіряє правильність ведення обліку кількості
ДІВ і РАВ, які є в установі і/чи здані на зберігання (зберігання і захоронення для ДІВ). У випадку виявлення втрат негайно, у встановленому порядку, повідомляються відповідні регулювальні органи.
Розділ 2, Підрозділ 18
Дотримання природоохоронних вимог
5.18.1 Розміщення, проектування, будівництво, експлуатація, введення і виведення з експлуатації енергооб'єктів повинні здійснюватись відповідно до законів України "Про охорону навколишнього природного середовища", "Про охорону атмосферного повітря", "Про відходи", з дотриманням вимог Водного кодексу України, відповідних підзаконних актів, а також санітарних норм і правил, стандартів, інших державних та галузевих НД, що стосуються охорони навколишнього середовища.
Експлуатація енергоустановок, які не забезпечують дотримання
чинних санітарних і природоохоронних нормативних вимог, забороняється.
5.18.2 На етапі вибору майданчика для нового будівництва енергооб'єктів необхідно підготувати вихідні дані про стан природного середовища в районі їх розташування (поверхневі і підземні води, атмосфера, ґрунти, агрокультури) з метою отримання "фонових" показників (хімічних і радіологічних) як основи для подальших оцінок впливу енергооб'єктів.
5.18.3 Нове будівництво, розширення, модернізація і технічне переоснащення енергооб'єктів, їх окремих споруд дозволяються після розроблення матеріалів щодо оцінки впливу на навколишнє середовище та
отримання позитивних висновків природоохоронних органів.
5.18.4 Всі природоохоронні комплекси, споруди та установки на нових енергооб'єктах повинні мати експлуатаційну готовність до початку проведення передпускових операцій на основному енергетичному
устаткованні.
5.18.5 Під час експлуатації газоочисного та пиловловлювального
устатковання, а також споруд для очищення промислових стічних вод, місць розміщення відходів слід керуватися відповідними чинними державними і галузевими НД, проектними матеріалами і розробленими на
їх базі інструкціями.
5.18.6 Під час експлуатації енергоустановок не повинні перевищуватись погоджені з державними природоохоронними та санітарними органами граничні величини (норми, нормативи, ліміти тощо):
- викидів шкідливих речовин в атмосферу;
- скидів забруднювальних речовин у водні об'єкти;
- водовикористання і водовідведення;
- утворення та розміщення відходів;
- напруженості електричного і магнітного полів, вібрації, шуму та інших шкідливих чинників.
Під час експлуатації ВЕУ додатково повинна приділятись увага захистові тварин і птахів. У разі масових уражень птахів повинна бути створена експертна група за участю орнітологів і на підставі спостережень розроблений план заходів щодо зниження уражень: зміна кольору лопатей, підсвічування, відлякування звуком тощо.
5.18.7 На всіх енергооб'єктах необхідно проводити інвентаризацію джерел викидів, скидів і утворення відходів. Обсяги та періодичність проведення (перегляду, уточнення) інвентаризації встановлюються відповідними державними та галузевими НД і можуть коректуватись природоохоронними органами.
5.18.8 На енергооб'єктах повинні контролюватися і обліковуватися кількості викидів та скидів забруднювальних речовин в атмосферу і водоймища, обсяги води, що забираються і скидаються у водоймища,
обсяги утворення та розміщення відходів, а також інтенсивність інших
шкідливих чинників.
Крім того, на АЕС підконтрольними є теплові та радіаційні забруднення навколишнього середовища.
5.18.9 Для контролю за викидами і скидами забруднювальних речовин
у навколишнє середовище, обсягами води, яка забирається з водоймищ і скидається в них, кожний енергооб'єкт повинен оснащуватися безперервно діючими автоматичними приладами, а у разі їх відсутності
чи неможливості застосування з технічних або економічних причин повинні використовуватись розрахункові методи і прямі періодичні вимірювання, які виконуються ліцензованими організаціями за графіками і методиками, погодженими у встановленому порядку.
На АЕС повинна передбачатись система автоматизованого контролю параметрів, що характеризують радіаційний стан на проммайданчику і прилеглих територіях у всіх режимах роботи, у тому числі запроектних аваріях, а також у випадку припинення експлуатації.
Для контролю-обліку обсягів утворення та розміщення відходів потрібно використовувати переважно розрахункові методи, а в окремих випадках (для твердих побутових, окремих видів твердих промислових відходів тощо) можуть застосовуватись методи прямого зважування чи вимірювання під час відвантаження.
Розрахункові методи контролю-обліку шкідливих викидів і скидів,
утворення та розміщення відходів, базуються на основі фактичних матеріально-сировинних балансів виробництва.
Приховування перевищення встановлених лімітів на обсяги утворення та розміщення відходів не допускається.
Контроль рівнів напруженості електричних і магнітних полів, вібрації і шуму проводиться за допомогою спеціальних ЗВТ.
5.18.10 З метою визначення та прогнозування впливу своєї діяльності, своєчасного виявлення негативних наслідків, їх запобігання та подолання, на енергооб'єктах має бути організований моніторинг навколишнього середовища, зокрема атмосферного повітря, поверхневих та підземних вод і грунтів. Обсяги, місця і періодичність моніторингу встановлюються відповідними державними та галузевими НД і в кожному окремому випадку уточнюються і погоджуються з регіональними природоохоронними і санітарними органами.
5.18.11 Для виявлення можливої міграції радіонуклідів на території майданчика АЕС проектами повинні передбачатись спостережні свердловини, обладнані засобами відбору контрольних проб води.
5.18.12 У разі опалення та гарячого водопостачання промислової зони та комунального господарства від джерел тепла АЕС необхідно здійснювати контроль радіоактивності теплових мереж та опалювальних пристроїв згідно з чинними НД.
5.18.13 На усіх енергооб'єктах повинні бути спеціально обладнані місця для тимчасового зберігання-накопичення, а також місця для довготривалого розміщення відходів.
Виходячи з місцевих природних, санітарних і техніко-економічних
умов, АЕС повинні мати пункти зберігання РАВ.
5.18.14 У випадку порушення меж чи умов безпеки АЕС, що супроводжується радіаційними наслідками, адміністрація АЕС зобов'язана довести до відома експлуатуючу організацію, органи державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки, а також органи
5.18.15 На усіх енергооб'єктах повинні бути плани заходів щодо зниження обсягів викидів шкідливих речовин в атмосферу на випадок виникнення надзвичайних ситуацій техногенного чи природного
характеру, попередження аварійних та інших залпових викидів і скидів
шкідливих речовин у навколишнє середовище, організації роботи з відходами.
5.18.16 Під час експлуатації енергоустановок необхідно розробляти та впроваджувати заходи з безперервного обмеження їх прямого чи непрямого шкідливого впливу на навколишнє середовище. У зв'язку з цим повинні розроблятись та неухильно виконуватись поточні плани реалізації ефективних заходів щодо зменшення забруднення повітряного і водного басейнів, використання свіжої води, зниження обсягів
утворення та розміщення відходів, мінімізації впливу на навколишнє середовище місць розміщення відходів, а також інших об'єктів і
шкідливих чинників.
5.18.17 3 метою підвищення ефективності поточних планів обмеження
шкідливого впливу на навколишнє середовище, всі енергооб'єкти повинні комплексно обстежуватися кожні 5 років на предмет дотримання ними природоохоронного законодавства, визначення технічного стану природоохоронних споруд та установок, загального стану охорони навколишнього середовища, розроблення оптимальних заходів з мінімізації викидів, скидів, водовикористання, відходоутворення тощо. Обстеження повинні проводитись ліцензованими організаціями за типовою програмою, затвердженою керівництвом галузі.
Розділ 2, Підрозділ 19
Відповідальність за недотримання Правил
5.19.1 Знання і дотримання цих Правил в обсязі, що відповідає займаній посади, є обов'язковим для працівників усіх суб'єктів і
об'єктів енергетики, а також працівників організацій, що здійснюють
функції управління, регулювання й інспектування в енергетиці; організацій, що виконують науково-дослідні, проектно-конструкторські і проектні роботи, будівництво об'єктів енергетики, що проводять монтаж, налагодження, випробування, діагностування, ремонт устатковання й надають інші послуги суб'єктам і об'єктам енергетики незалежно від
їхньої відомчої належності і форм власності.
5.19.2 Суб'єкти й об'єкти енергетики відповідають за забезпечення споживачів електричною і тепловою енергією нормативної якості відповідно до договірних зобов'язань з дотриманням положень і вимог
Правил, а також установлених режимів виробництва, постачання і використання енергії з дотриманням споживачами належного технічного стану електричних, тепловикористовуючих установок і теплових мереж.
Відносини визначаються договорами, які укладаються у встановленому порядку.
5.19.3 Порушення Правил, залежно від його характеру, тягне за собою встановлену законодавством України дисциплінарну, цивільну, адміністративну і кримінальну відповідальність.
За порушення вимог Правил:
- Державна інспекція з експлуатації електричних станцій і мереж,
Державний комітет ядерного регулювання України мають право заборонити роботу діючого енергоустатковання, внести пропозиції про невідповідність працівників займаним посадам, а також про відсторонення оперативного персоналу від керування устаткованням і ремонтного персоналу від виконання робіт;
- Національна комісія регулювання електроенергетики, Державна інспекція з експлуатації електричних станцій і мереж, Державна інспекція з енергетичного нагляду за режимами споживання електричної і теплової енергії. Державний комітет ядерного регулювання України мають право застосовувати до суб'єктів господарської діяльності
штрафні санкції відповідно до чинного законодавства.
5.19.4 Кожен випадок технологічного порушення у роботі об'єкта енергетики (аварійний зупин устатковання, брак у ремонті,
Залагодженні тощо) повинен бути розслідуваний і врахований відповідно до ГКД 34.08.551 "Інструкція про розслідування і облік технологічних порушень на об'єктах електроенергетики і в Об'єднаній енергетичній системі України" з доповненням ГКД 341.003.003.002 "Розслідування та
облік технологічних порушень на ВЕС", а порушень на атомних електростанціях - відповідно до НД 306.205.
Розслідування нещасних випадків і аварій під час експлуатації енергоустановок повинно проводитися відповідно до вимог
ДНАОП 0.00-4.03.
5.19.5 Керівники всіх суб'єктів і об'єктів енергетики;
організацій, що здійснюють функції управління, регулювання й інспектування в енергетиці; організацій, що виконують науково-дослідні, проектно-конструкторські і проектні роботи, будівництво об'єктів енергетики, проводять монтаж, налагодження, випробування, технічне діагностування, ремонт устатковання й надають інші послуги суб'єктам і об'єктам енергетики незалежно від їхньої відомчої належності і форм власності, несуть особисту відповідальність за свої рішення чи розпорядження, прийняті з порушенням цих Правил, а також за недотримання Правил підлеглим персоналом.
5.19.6 У разі порушення Правил, технологічних порушень (аварійний зупин устатковання, брак у ремонті, налагодженні тощо), порушень, які призвели до радіаційної аварії чи незапланованого переопромінення персоналу (для атомних електростанцій), а також до пожежі чи нещасного випадку, персональну відповідальність несуть:
- працівники, які безпосередньо обслуговують чи ремонтують устатковання, будівлі, споруди - за кожне порушення, що сталося з їхньої вини;
- перші керівники і технічні керівники суб'єктів і об'єктів енергетики і їхні заступники - за порушення, що сталися на підлеглих
їм чи керованих ними об'єктах енергетики;
- оперативний персонал усіх технологічних ланок енерговиробництва - за порушення, допущені ними чи їхніми підлеглими;
- начальники, їхні заступники, майстри й інженери цехів і відділів суб'єктів і об'єктів енергетики, ремонтних підприємств, ділянок і служб електромереж, а також районів теплових мереж - за порушення, допущені ними чи їхніми підлеглими;
- начальники й інженерно-технічні працівники виробничих служб енергокомпаній - за допущені ними порушення і за порушення, що сталися з вини працівників служб на закріплених за ними дільницях чи
устаткованні енергокомпаній;
- керівники, а також інженерно-технічні працівники проектних, конструкторських, будівельних, монтажних, ремонтних, налагоджувальних, дослідницьких та інших організацій - за порушення, допущені ними і їхніми підлеглими.
5.19.7 Керівники суб'єктів і об'єктів енергетики повинні пред'являти у встановленому порядку рекламації на всі дефекти і випадки пошкодження устатковання, будівель і споруд, що сталися з вини заводів-виробників, проектних, будівельних, монтажних, налагоджувальних і ремонтних організацій.
5.19.8 Охорона об'єктів енергетики повинна забезпечуватися відповідно до чинного законодавства. У разі пошкодження сторонніми
організаціями і приватними особами повітряних і кабельних ліній електропередавання і зв'язку; гідротехнічних споруд і їхніх засобів вимірювальної техніки; устатковання постів автоматизованої системи контролю радіаційної обстановки, розміщених в зоні спостереження; підземних комунікацій і устатковання, які є на балансі суб'єктів енергетики, їхні керівники повинні складати акти про виявлені пошкодження і передавати місцевим правоохоронним органам для розслідування і притягнення винних до відповідальності.
