ГКД 34.20.507-2003 Правила - Технічна експлуатація електричних станцій і мереж 2003р

Подождите немного. Документ загружается.

- контроль за веденням претензійно -позовної роботи з заводами-

виробниками устатковання і поста вниками 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 підприємс твами, організаціями і

установами щодо дотримання ними установлених режимів споживання

електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії.

5.5.13.

Усе устатковання, будівлі і спор уди, що е ксплуатуються, повинні

підлягати спеціальному відомчому нагляду зі сторони відповід них

структур Мінпаливенерго України і енергокомпаній.

5.5.14.

Основними завданнями державного та відомчого нагляду в межах своїх

функц ій, прав і відпо відальності перед центральними орга нами

виконавчої влади є:

- контроль за виконанням цих Правил, ПОП, ПРБ (для АЕС), ППБ та

інструкцій з експлуатації;

- організація, контроль і оперативний аналіз результатів розсл ідування

технологічних порушень у роботі;

- контроль за виконанням профілактич них 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 ремон ту устаткування;

- контроль за організаціє ю роботи з персоналом;

- контроль за дотриманням режимів вир обництва, постачання і

споживання електричної і теплової енер гії;

- контроль за викидами і скидами забруднюючих речовин в навколишнє

середовище, розм іщенням виробничих відходів;

- контроль за викидами і скидам и радіоактивних речовин, дозами

опромінення персоналу (для АЕС);

- контроль за поводженням з ДІВ і РАВ на АЕС;

- контроль за проведенням періодичного технічного опосвідчування

устатковання, буд івель і спор уд;

- аналіз ТЕ П електростанцій, їхнє узагальнення і розроблення заходів для

підвищення ефе ктивності паливовикористання;

- організація розроблення НД і заходів для удосконалення експлуатації і

підвищення надійності та економ ічності устатковання;

5.5.15.

Керівники енергоо б‘єктів, неза лежно в ід їхньої відомчої

підпорядкованості і форм власності, повинн і заб езпеч увати доступ на

підприємства представників державних і відомчих органів нагляду.

5.5.16.

Додатков і вимоги і рекомендації щодо технічного нагляду і контролю за

експлуатацією АЕС наведені в 9.2 і 9.5.

5.6 Технічне обслуговування, ремонт, модернізація

5.6.1 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 ремон ти.

5.6.1.2.

Обсяг технічного обс луговування основного устатковання, будівель і

споруд для підтримання с правного стану в міжремонтний період повинен

визначатися на підставі аналізу фактичного с тану, установленого

перевіркою, обстеженням, діагностикою.

Обсяг і періоди чність ремонтів устатковання і споруд повинні

визначатися з умов забе зпечення повного або часткового відно влення

їхнього ресурсу відповідно до чинних нормативів, а також з урахуванням

рекомендованого заводом-виробником регламента технічного

обслуговування.

5.6.1.3.

Кошти, задекларовані власником енергооб‘єкта на ремонтно-відновні

роботи, отримані від ДП ‗‗Енергоринок‘‘, повинні використовуватись

тільки за призначенням.

5.6.1.4.

Відпов ідальність за технічний стан та технічне обслуговування

устатковання, буд івель і спор уд не суть керівники енергооб‘єкт ів і

керівники енергокомпаній, до складу яких входять ці енергооб‘єкти.

Відпов ідальність за ремонти поклад ається 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 відпо відних п ідрозділів з під готовки і проведення технічного

обслуговування і ремон ту за наявності достатніх обсягів робіт.

5.6.1.6.

Організація технічного обслуговування і ремонту на ТЕС, АЕС, ГЕС, ДТ,

теплових і електричних мережах, поряд ок підготовки і виведення в

ремонт, технологія ремонтних роб іт, а також приймання і оцінки стану

відремонтованого устатко вання, будівель і споруд повинні відповідати

вимогам ГКД 34.20. 661 ―Правила організації технічного об слуговування і

ремонту обладна ння, будівель і споруд еле ктростанцій та мереж

Міненерго України‖, РД 53.025.002 ―Правила организации техничес кого

обслуживания и ремонта оборудования атомных станций‖, РД 53.025.016

―Положение о поряд ке вывода оборудова ния в рем онт и ввода его в

эксплуатацию после ре монта на атомных станциях‖, РД 34.31.602

''Инструкция по ремонту гидротурбин и механической части генератора'',

РД 34.31.603 ''Методические указания по построению ком плексно й

сетевой моде ли ремонта гидроагрегата '' та інших НД.

Для ДТ з котлами потужністю ме нше 35 Гкал/год організація ремонту,

порядок підготовки і виведення в ремонт, технологія ремонтних робіт, а

також прийм ання і оцінки стану відремонтованого устатковання повинні

відповідати вимогам положення про систем у планово-попереджувальних

ремонтів основного устатковання комунальних теплоенерг етичних

підприємств.

Енергокомпанії, виходячи з місцевих ум ов, стану устатко вання і на

підставі НД можуть розробляти і впроваджувати власну систему

організації ремонтного виробництва за умови забезпечення якісного

ремонту.

Термін перегляду технологій ремонту – не рідше одного разу в 5 років.

5.6.1.7.

Структура організац ії те хнічного обслуговування і ремон ту

устатковання, буд івель і спор уд ВЕС повинна раціонально поєднувати

зміцнення власного ремонтного підрозділу ВЕС з розвитком економічно

обґрунтованого централізованого ремонту. Одночасно повинні

враховуватися індивідуальні особливос ті ВЕС, кількість вітрових

електроус тановок (ВЕУ), розміщення їх на місцевості, віддаленість від

ремонтної б ази і те, що основні ремонтні роботи повинні виконуватися в

безвітрян і сезони.

Ремонт складових частин ВЕУ, які вийшли з ладу, здійснюється тільки на

заводах-виробниках або на спеціалізованій ремонтній б азі. В умовах ВЕС

допускається тільки за міна еле ментів, 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 устатко вання

ВЕС наведе ні 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), річні графіки,

затверджені керівником енергокомпанії, які можуть щорічно

коректуватися з урахуванням результатів нагляду (контролю ) за їхнім

станом.

Графіки ремонтів ус татковання і споруд, що впливають на зміну обсягів

виробництва а бо умов передачі електричної енергії і тепла, повинні бути

погоджені з д испетчерською службою НЕК ‗‗Укренерго‘‘ та

Мінпаливенерго України, якщо енергооб‘єкт належить до сфери його

управління.

Місячні графіки ремонтів загальностанційного і допоміжного

устатковання складаються на підставі річних графіків, а також у разі

необхіднос ті ремонту за фактичним стан ом, узгоджуються з вико навцями

і зат верджуються технічним кер івником 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, за безпеченості трудовими, матеріальними і

фінансовими ресурсами та узгоджується з Мінпаливенерго України, якщо

енергооб‘єкт належить до сфери його управління.

5.6.1.10.

Капітальні ремонти основного устатковання енергооб‘єктів після

введення його в експлуатацію (ене ргоблоки, котли, реакторні установки,

турбіни) повинні проводитись в терміни за за твердженим у

встановленому порядку графіком, але не рідше одного разу в 4 роки;

турбогенераторів, синхронних компенсаторів, гідрогенераторів – згідно з

п.12.1.47; основних трансформаторів і трансформатор ів власних потреб –

не рідше одного разу на 12 років, а надалі – за необхідністю залежно від

величини напрацювання, технічного стану і результатів діагностики

устатковання.

У кожному конкретному випадку рішення про перене сення капіталь ного

ремонту основного устатковання приймається індивідуа льно за

погодженням з органами Державного нагляду в електроенергетиці

(п.5.1. 1.8).

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 обся ги робіт з журналів дефе ктів, ана лізу 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 пізн іше 1/3

тривалості ремонту. У процесі дефектації повинн і 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 окрем их вузлів,

уточнення обсягів робіт і оц інки якості ремонту, відповідно.

5.6.1.12.

Перед початком ремонту повинн і бути:

а)

складені відомості обсягу роб іт 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 менше 80 % зг ідно з відомостями обсягів робіт

необхідні матеріали, запасні частини, в узли і підготовлена необхідна

технічна документація;

д)

укомплектований і приведений у справний стан і, у разі необхідності,

випробуваний інс трумент, пристосування, підйомно-транспортні

механізми;

е)

виконані протипожежні заходи, заходи ПОП;

ж)

виконані заходи радіаційної безпеки, перевірені і підготовлені до

використання засоби захист у персоналу від радіоактивного опромінення

(для АЕС);

и)

підготовлені засоби зв'язку, у необхідних випадках - засоби

телеспостереження (для АЕС);

к)

приведені в справний стан постійні (проектні) енергорозводки (газів,

стиснутого повітря, зварювальн их мереж, низьковольтних мереж,

освітлення тощо);

л)

укомплектовані з про веденням інструкта жу 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 оператив ному керуванні і

оперативному віданн і яких вони знаходяться, з оформленням

розпорядчого документа (наказу, розпорядження) на виведення з роботи

в ремонт.

5.6.1.14.

Ремонт будівель і спор уд АЕС по винен проводитися за перспективним і

річним планом, а також поза планом - у випадку виявлення їх аварійно-

небезпечного стану.

5.6.1.15.

Під час проведення ремонтни х робіт повинні дотримуватися вимоги

ПОП, ППБ, промсанітарії, ядерної та радіаційної безпе ки (для АЕС).

5.6.1.16.

Періодичність і обся г 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.

Необхідніс ть виконання непланового технічного обслугов ування і

ремонту устатковання і систем визначається за результатам и нагляду за

їхнім станом.

5.6.1.17.

Плановий ремонт РУ повинен виконуватися відповідно до за твердженого

графіка і, як правило, приурочений до часу перевантаження ЯП у

ядерном у реакторі (ЯР).

5.6.1.18.

Ремонт головних зразків устаткування на АЕС повинен проводитися в

терм іни і в обсязі згідно з програм ою під контрольної експлуатації,

погодженою з підприємством-виго товником (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 акт ів

приймання за установленою формою.

5.6.1.20.

Приймання з середнього і капіталь ного 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 уста тковання з поточного ремонту - під керівництвом начальника

відповідного п ідрозділу.

5.6.1.21.

Устатковання електростанцій, підстанцій, електричних мереж 35 кВ і

вище, що пройшло капітальний аб о середній ремонт, підлягає

приймально-здавальним випробуванням під нава нтаженням протягом 48

годин, устатковання теплових мереж - протягом 24 годин, згідно з

програмами, затвердженими технічним керівником за належністю.

Якщо приймально -здавал ьні випробування під навантаженням

переривалися для усунення деф ектів, то часом закінчення рем онту

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 резе рв, 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 заплановани х робіт, якість

відремонтованого устатко вання і виконаних робіт, рівень надійності,

пожежної безпеки і рад іаційній безпеки (для АЕС).

5.6.1.24.

Часом закінче ння середнього і капітального ремонту є:

- для парових котлів ТЕС з попере чними зв'язкам і ДТ - час підключення

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 тра нсформаторів - час включення

генератора в мережу; трансформаторів – час пос тановки під

навантаження;

- для теплових мереж - час включення мережі і вс тановлення в н ій

циркуляції мережної води;

- для електричних мереж - момент постановки під напругу, якщо під час

приймально-здавальних випробувань не в ідбулося вимкнення.

5.6.1.25.

На енергооб‘єктах і ремонтно-налагоджувальни х організаціях повинен

вестися систематичний обл ік ТЕП ремонтного обслуговування

устатковання, буд івель і спор уд за в ідповідними метод иками; на базі

аналізу ТЕП повинні розроблятися організа ційно-технічні заходи для

поліпшення цих показників.

5.6.1.26.

Енергооб‘єкти повинні мати обладна ні майстерні і ремонтні площадки у

виробничих приміщеннях. Майстерні і площадки повинні бути оснащені

необхідним и механізмами, верстатним парком, пристроями та

інструментом, відповідати санітарним нормам і вимогам технічно ї 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 д езактивації і радіаційного контролю.

Під час проведення ремонтни х робіт у зон і строгого режиму повинні

виконуватися вимоги правил радіаційної і ядерної безпеки,

використовуватися обліковий інструмент, який м ає відмітне

пофарбування.

5.6.1.27.

Устатковання повинно бути ос нащене стаціонарними і пересувними

підйомно-транспортними засобами, такелажними пристосуваннями,

інструментом і засобами механізації рем онтних робіт, а на АЕС - також

пристосуваннями для дистанційного огляду і ремонту.

5.6.1.28.

Ремонтні, ремонтно-налагоджувальні організації і підрозділи

енергооб‘єктів повинні б ути уком плектован і технологічною

документацією, інструментом і засобами проведення спе ціальних

ремонтних робіт.

5.6.1.29.

В енергокомпаніях (на база х 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 гене раторів тощо) ба жано передбачати в якості централізованого

запасу енергокомпанії.

Запасні частини, вузли і матеріали, які пошкоджуютьс я під впливом

зовнішніх атмосферних умов, повинні зберігатися в закритих складах.

5.6.2. Модернізація

5.6.2.1.

Для підвищення надійності устатковання і стійкості ОЕС України, а

також покращення ТЕП, продовження терміну експлуатації, повинна

здійснюва тися модернізація устатковання, споруд, систем контролю і

керування, пристроїв РЗА і ЗДТК.

5.6.2.2.

У кожн ій енергокомпанії, незалежно від їхньої відомчої належност і і

форм влас ності, повинні бути розроб лені довгострокові плани технічного

переоснащення електростанцій і мереж. У цьому раз і повинно

передбачатися правонаступництво виконання цих планів під час зміни

власника аб о 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

МінпаливенергоУкраїни розробляється довгострок овий план технічного

переоснащення і щорічний ''План заходів щодо підвищення надійності

роботи устатковання і стійкос ті ОЕС України та регіональних ЕЕС''. У

ньому визна чаються об'єкти, види і обсяги робіт, терміни реалізації,

джерела фінансування заходів.

''План за ходів щодо підвищення надійності роботи устатковання і

стійкості ОЕС України та регіональних ЕЕС'' узгоджується

Національною коміс ією регулювання в електроенергетиці і

затвердж ує ться Мінпаливенерго України.

5.6.2.4.

Порядок взаємодії с уб'єктів електроенергетики і регіональних ЕЕС у разі

модернізації, управління, моніторингу ЗДТК, заміни і введення нового

устатковання, пристро їв РЗА, які передаються в керування або відання

регіональній ЕЕС, визначається таким:

а)

суб'єкти енергетики регіонів зобов'язан і:

1) погоджувати з ЕЕС об сяги, терміни, умови модернізації до

розроблення технічних умов на постачання устатковання (д о підготовки

тендерної документації у випадку конкурсни х торгів);

2) погоджувати з ЕЕС технічні умови на постачання устатковання аб о

апаратури (розділи ''Технічні специфікації'', ''Документація'',

''Випробування'', ''Терміни постачання'', ''Навчан ня за контрактом'');

3) забе зпечувати одержання документації за контрак том, перекла д її на

українську мову (у випадку застосування імпортного устатковання і

апаратури ) і своєчасну передачу її відповідним підрозділам ЕЕС і

проектним організаціям;

4) включати п ід час комплектації груп для навчання на фірмі-

постачальнику устатковання або апаратури д о їхнього складу фахівців

ЕЕС, які будуть забе зпечувати вибір уставок і узгодження принципових

схем у служб ах РЗ А, узгодження інструкцій з е ксплуатації цього

устатковання чи апаратури;

5) залучати представників ЕЕС на всі технічн і наради з представниками

фірми-постачальника устатковання;

6) забе зпечити одержання для служб РЗА від постачальника або

розробити ''Методичні вказівки на вибір уставок пр истроїв РЗА

ім портного виробництва '', узгодити їх зі службою РЗА першого рівня і

представити в ЕЕС;

7) розробля ти програми випробувань (пе ревірок) і експлуатаційну

документацію, узгоджувати їх з ЕЕС;

8) приймати в експлуатацію нове устатковання і апаратуру за участю

представників ЕЕС;

9) здійснювати технічне обслуговування нового устаткован ня і апаратури

в терміни, узгоджені з ЕЕС;

б)

регіональні ЕЕС зобов'яза ні:

1) погоджувати обсяги, терміни і умови модернізації або давати

мотивовані відмови чи альтернативні пропозиції;