Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий энергоустановок. Инструкция по предотвращению попадания посторонних предметов в продукцию хлебопекарных предприятий

АДМИНИСТРАЦИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
КОСЬКОВСКОЕ СЕЛЬСКОЕ ПОСЕЛЕНИЕ
ТИХВИНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА
ЛЕНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ
(АДМИНИСТРАЦИЯ КОСЬКОВСКОГО СЕЛЬСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ

Об утверждении местной инструкции
Коськовского сельского поселения
(21, 0600)

В целях предотвращения и ликвидации аварий, обеспечения безопасности труда неэлектрического персонала и в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (п.1.4.4.) администрация Коськовского сельского поселения ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить местную инструкцию по предотвращению и ликвидации аварий.
2. Контроль за исполнением настоящего постановления оставляю за собой.

Глава администрации
Коськовского сельского поселения М.А.Степанов

исполнитель Пестерева В.А.
телефон 43-246

Утверждаю:
Глава администрации

МЕСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

Под оперативной ликвидацией аварии понимается отделение поврежденного оборудования от сетей энергоснабжающей организации, а также производство операций, имеющих целью:
—
— восстановление в кратчайший срок электроснабжения;
— выяснение состояния отключившего во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.

2. Порядок организации работ при ликвидации аварий

Аварийной ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования, которое создает угрозу возникновения аварии.
Важным условием безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц.
При возникновении аварийной ситуации ответственный за электрохозяйство принимает меры по локолизации и ликвидации создавшегося положения, обеспечивается безопасность людей и сохранность оборудования.
Все переключения в аварийных ситуациях производятся ответственным за электрохозяйство в строгом соответствии с требованиями норм и правил работы в электроустановках, инструкции по оперативным переключениям при обязательном применении всех защитных средств.
При ликвидации аварии ответственный за электрохозяйство производит необходимые операции с оборудованием в соответствии с инструкциями организации.
Ответственный за электрохозяйство регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в оперативном журнале.
О каждой операции по ликвидации аварии докладывается диспетчеру.
Диспетчер энергоснабжающей организации по телефону извещается о происшедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять немедленно.
При ликвидации аварии все распоряжения диспетчера энергоснабжающей организации по вопросам, входящим в его компетенцию, выполняются немедленно, за исключением распоряжений, выполнение которых может представлять угрозу для безопасности людей и сохранности оборудования.
Все переключения в аварийных условиях производятся в соответствии с Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей, Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок.

3. Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером

Под отсутствием связи понимается не только нарушение всех видов связи, но и возможность связаться с вышестоящим оперативным персоналом длительное время из-за плохой слышимости и перебоев в работе связи.
При отсутствии связи наряду с производством операций, указанных в настоящем разделе и инструкциях, принимаются все меры к восстановлению связи.
При восстановлении связи диспетчеру докладывают о самостоятельно проведенных операциях.

tikhvin.kodeks.net

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ

АВАРИЙ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Разработано Открытым акционерным обществом «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), Открытым акционерным обществом «Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системой Российской Федерации» (ОАО «ЦДУ ЕЭС России»)

Исполнители В.Т. КАЛИТА, В. В. КУЧЕРОВ (ОАО «ЦДУ ЕЭС России»), В.А. ИСАЕВ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»)

Согласовано с Государственным предприятием «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях» (Концерн «Росэнергоатом») 12.07.2002

Первый заместитель технического директора Н.М. СОРОКИН

Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 06.08.2002

Заместитель председателя правления РАО «ЕЭС России» В.П. ВОРОНИН

Взамен РД 34.20.561-92

РД издан по лицензионному договору с РАО «ЕЭС России».

Срок первой проверки настоящего РД — 2007 г., периодичность проверки — один раз в 5 лет.

1.1 Назначение и область применения

1.1.1 Настоящая Типовая инструкция устанавливает общие положения о разделении функций при ликвидации аварий между различными звеньями оперативного персонала:

Диспетчерами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» ЦДУ, ОДУ, РДУ, энергосистем, ПЭС (РЭС);

Начальниками смены электростанций;

Дежурными подстанций или приравненным к ним персоналом ОВБ.

Типовая инструкция содержит также основные положения по ликвидации аварий, общие для всех энергосистем, входящих в объединения или работающих изолированно.

В тексте Типовой инструкции под уровнями диспетчерского управления следует понимать:

Под ЦДУ и ОДУ - структурные подразделения ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»;

Под энергосистемой - РДУ и диспетчерскую службу АО-энерго.

В данной Типовой инструкции нельзя заранее предусмотреть все случаи, которые могут встречаться в практике. Поэтому наряду с выполнением требований Типовой инструкции персонал обязан проявлять необходимую инициативу и самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных Типовой инструкцией конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварий и аварийных ситуаций, руководствуясь положениями и требованиями технологических инструкций и регламентов. При этом такие самостоятельные действия не должны противоречить основным положениям настоящей Типовой инструкции.

Оперативный персонал при ликвидации аварии должен строго соблюдать требования основных действующих руководящих документов: Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ), Основных правил обеспечения эксплуатации атомных электростанций, Правил устройства электроустановок (ПУЭ), Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок (ПТБ), Правил организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства, Правил организации работы с персоналом на атомных электростанциях концерна «Росэнергоатом», Технологических правил рынка электроэнергии, Коммерческих правил рынка электроэнергии.

При ликвидации аварийных ситуаций договорные обязательства на рынке электроэнергии в соответствии с действующими документами могут не выполняться.

1.1.2 В настоящей Типовой инструкции рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях.

Под оперативной ликвидацией аварии следует понимать отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (ОЭС), а также производство операций, имеющих целью:

Устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;

Восстановление в кратчайший срок питания потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);

Создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (ОЭС) и отдельных ее частей;

1.1.3 На основании настоящей Типовой инструкции в каждой энергосистеме (ОЭС), ПЭС (РЭС), на электростанции и подстанции должны быть составлены местные инструкции по ликвидации аварий в электрической части, учитывающие особенности схем электрических соединений и режимов каждой энергосистемы и эксплуатируемого оборудования.

Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем

Утверждена
приказом Минэнерго России
от 30.06.03 № 289

СО 153-34.20.561–2003 (РД 34.20.561-92)

1.1.1. В настоящей Инструкции приведены общие вопросы и порядок проведения работ при ликвидации аварий в различных звеньях электрической части энергосистем.
1.1.2. В Инструкции рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем, как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях.
Под оперативной ликвидацией аварии понимается отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (объединенных энергосистем), а также производство операций, имеющих целью:
устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;
предотвращение развития аварии;
восстановление в кратчайший срок электроснабжения потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);
создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объединенных энергосистем) и отдельных ее частей;
выяснение состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.
примечание здесь и далее по тексту под «аварией» принимаются все технологические нарушения
1.1.3. В Инструкции приняты следующие сокращения:
АВР — автоматическое включение резерва;
АГП — автомат гашения поля;
АЛАР — автоматика ликвидации асинхронного режима;
АПВ — автоматическое повторное включение;
АПН — автоматика повышения напряжения;
АРВ — автоматическое регулирование возбуждения;
АРПМ — автоматика разгрузки от перегрузки мощностью;
AT — автотрансформатор;
АЧР — автоматическая частотная разгрузка;
ВЛ — воздушная линия электропередачи;
ВЧ — высокочастотный;
ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция;
ГПЗ — главная паровая задвижка;
ГТУ — газотурбинная установка;
ГЩУ — главный щит управления;
ГЭС — гидроэлектростанция;
ГРЭС — электростанция районная;
Д — дутьевой (вентилятор);
ДЗШ — дифференциальная защита сборных шин;
ДПЗ — «два провода — земля»;
КЗ — короткое замыкание;
КИВ — контроль изоляции вводов;
ОАПВ — однофазное автоматическое повторное включение;
ПА — противоаварийная автоматика;
РЗА — релейная защита и автоматика;
РПН — переключатель регулирования напряжения;
РУ — распределительное устройство;
САОН — специальная автоматика отключения нагрузки;
СВ — соединительный выключатель;
СК — синхронный компенсатор;
СН — собственные нужды;
СШ — система шин;
ТЭС — тепловая электростанция;
ТЭЦ — тепловая электроцентраль;
УРОВ — устройство регулирования отказа выключателя;
х.х. — холостой ход;
Ц — циркуляционный (насос);
ЧАПВ — частотное автоматическое повторное включение;
ШСВ — шиносоединительный выключатель;
ЭЦК — электрический центр качаний.

1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий

1.2.1. Аварийной ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования, которое создает угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются отраслевым нормативно-техническим документом.
1.2.2. Важным условием безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц.
При возникновении аварийной ситуации эксплуатационный персонал принимает меры по локализации и ликвидации создавшегося положения, обеспечивается безопасность людей и сохранность оборудования.
1.2.3. Все переключения в аварийных ситуациях производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями предприятия при обязательном применении всех защитных средств.
1.2.4. При ликвидации аварии оперативный персонал производит необходимые операции с релейной защитой и автоматикой в соответствии с инструкциями предприятия.
1.2.5. Оперативный персонал контролирует работу автоматики; убедившись в ее неправильных действиях, переходит на ручное управление. В работу защит оперативный персонал не вмешивается, и лишь при отказе действия защиты персонал выполняет ее функции.
1.2.6. Распоряжения, отдаваемые оперативному персоналу, должны быть краткими и понятными. Отдающий и принимающий команду должны четко представлять порядок производства всех намеченных операций и допустимость их выполнения по состоянию схемы и режиму оборудования. Полученная команда повторяется исполняющим ее работником. Исполнению подлежат только те распоряжения, которые получены от непосредственного руководителя, лично известного работнику, получающему распоряжение.
1.2.7. Эксплуатационный персонал регистрирует все обстоятельства возникновения аварии в установленном порядке.
1.2.8. О каждой операции по ликвидации аварии докладывается вышестоящему оперативному персоналу, не дожидаясь опроса. Руководство энергосистемы (объединенной, единой энергосистем), электростанции извещается о происшедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять немедленно.
1.2.9. При ликвидации аварии все распоряжения диспетчера энергосистемы (объединенной, единой энергосистем) по вопросам, входящим в его компетенцию, выполняются немедленно, за исключением распоряжений, выполнение которых может представлять угрозу для безопасности людей и сохранности оборудования.
Если распоряжение диспетчера представляется подчиненному персоналу ошибочным, оперативный персонал указывает на это диспетчеру. В случае подтверждения диспетчером своего распоряжения персонал его выполняет.
1.2.10. В аварийной ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью, а в случае необходимости по его требованию прерываются остальные переговоры.
1.2.11. Диспетчер энергосистемы срочно информируется начальником смены электростанции о возникновении аварии.
1.2.12. Начальник смены электростанции во время ликвидации общестанционной аварии находится, как правило, в помещении главного (центрального) щита управления, а уходя из него, указывает свое местонахождение.
1.2.13. Начальники смен тепловых цехов и старшие машинисты энергоблоков во время ликвидации аварии находятся, как правило, на своих рабочих местах (блочных или групповых щитах управления) и принимают все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на энергоблоках).
Начальники смен цехов, покидая рабочее место, указывают свое местонахождение.
1.2.14. Местонахождение начальника смены электроцеха при ликвидации аварии определяется сложившейся обстановкой, о чем он уведомляет начальника смены электростанции и персонал центрального щита управления.
1.2.15. Местонахождение дежурного подстанции при ликвидации аварии определяется конкретной обстановкой. О местонахождении он сообщает вышестоящему оперативному персоналу.
1.2.16. Во время ликвидации аварии находящийся на дежурстве персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих местах, принимая все меры к сохранению оборудования в работе, а если это невозможно — к его отключению. Уходя, дежурный персонал сообщает о своем местонахождении вышестоящему оперативному персоналу. Рабочее место оставляется:
для оказания первой помощи пострадавшему при несчастном случае;
по распоряжению работника, руководящего ликвидацией аварии.
1.2.17. Диспетчер предприятия электрических сетей, если он одновременно не является и дежурным подстанции, при ликвидации аварии, как правило, находится в помещении диспетчерского пункта.
1.2.18. Персонал смены, на оборудовании которого режим не был нарушен, усиливает контроль за работой оборудования, внимательно следит за распоряжениями руководителя ликвидации аварии и готовится к действиям в случае распространения аварии на его участок, а при отсутствии связи — руководствуется указаниями инструкций.
1.2.19. Персонал, не имеющий постоянного рабочего места (обходчики, дежурные слесари, резервный персонал и др.), при возникновении аварии немедленно поступает в распоряжение непосредственного руководителя и по его указанию принимает участие в ликвидации аварии.
1.2.20. Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии не производится; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.
При аварии, которая требует длительного времени для ее ликвидации, допускается сдача смены по разрешению вышестоящего оперативного дежурного.
1.2.21. Начальник смены электростанции помимо сообщения об авариях и нарушениях режима на самой электростанции ставит в известность диспетчера энергосистемы также о следующих нарушениях: об автоматических включениях, отключениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений, о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, резком снижении напряжения в контрольных точках, перегрузке генераторов и работе АВР, возникновении качаний, внешних признаках коротких замыканий как на электростанции, так и вблизи нее, о работе защит на отключение, работе АПВ, ЧАПВ, режимной автоматики, об отключении генерирующего оборудования.
1.2.22. Оперативный персонал электростанции может самостоятельно выполнять работы по ликвидации аварии с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала независимо от наличия или потери связи с соответствующим диспетчером (начальником смены).

Примечание . Потерей связи считается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность в течение 2-3 мин связаться с вышестоящим оперативным персоналом из-за его занятости, плохой слышимости и перебоев в работе связи. Наряду с действиями по ликвидации аварии принимаются все меры для восстановления связи.

1.2.23. В инструкции предприятия указываются операции, которые оперативный персонал проводит самостоятельно при потере связи, а также операции, которые самостоятельно не выполняются. .

1.2.24. Оперативный персонал независимо от присутствия лиц административно-технического персонала, как правило, единолично принимает решения, осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима работы оборудования и ликвидации аварии. Распоряжения руководителей энергообъединения, электростанции, предприятия и их подразделений соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, выполняются лишь по согласованию с последним.
1..2.25. Все оперативные переговоры с момента возникновения аварии и до ее ликвидации записываются на магнитофон или жесткий диск компьютера. Находящиеся на диспетчерском пункте главный диспетчер, начальник центральной диспетчерской службы или их заместители берут руководство ликвидацией аварии на себя или поручают его другому работнику, если считают действия диспетчера неправильными. Передача руководства ликвидацией аварии оформляется в оперативном журнале.
1.2.26. При ликвидации аварии на электростанции начальники смен цехов (блоков) сообщают начальнику смены станции о всех нарушениях нормального режима работы и выполняют все его указания.
Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, выполняет распоряжения начальника смены станции в вопросах, связанных с ликвидацией аварии.
1.2.27. На электростанциях начальник цеха или его заместитель может отстранить от руководства ликвидацией аварии начальника смены соответствующего цеха, не справляющегося с ликвидацией аварии, приняв руководство сменой на себя или поручив его другому работнику. О замене необходимо поставить в известность начальника смены электростанции и оперативный персонал смены.
1.2.28. Работник, принявший руководство ликвидацией аварии на себя, принимает все обязанности отстраненного от руководства работника и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному руководителю.
Передача руководства ликвидацией аварии оформляется записью в оперативном журнале. Персонал, отстраненный от ликвидации аварии, остается на своем рабочем месте и выполняет распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии.
1.2.29. Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия или района электрических сетей энергосистемы, органов диспетчерского управления объединенными (единой) энергосистемами находятся лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц определяется в установленном порядке.1.2.30. По окончании ликвидации аварии лицо, руководившее ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.

1.3. Общие положения по ликвидации аварий

1.3.1. Все переключения в аварийных условиях производятся в соответствии с правилами технической эксплуатации, техники безопасности.
1.3.2. При ликвидации аварии производятся необходимые операции с устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с действующими нормативными документами и указаниями органов диспетчерского управления энергосистем.
1.3.3. При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативный персонал электростанций и подстанций руководствуется следующим:
при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и выше проверяет наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);
при опробовании напряжением отключившегося оборудования немедленно вручную отключает выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении. Признаком короткого замыкания является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;
при опробовании напряжением отключившихся линий предварительно отключает устройство АПВ, если последнее не выводится из действий автоматически, и производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;
при опробовании напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и длиной более 200 км подготавливает режим сети по напряжению. Подготовка этого режима объясняется возможным значительным повышением напряжения выше допустимого на подстанции, с которой производится опробование, особенно на другом конце линии. Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к повреждению линейных аппаратов (трансформаторов тока и напряжения, реакторов и др.). В некоторых случаях линия опробуется напряжением с включением на противоположной стороне устройства АПВ, через схему которого действует полуавтомат, обеспечивающий включение линии при успешном опробовании. 1.3.4. В целях ускорения восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи, полным остановом электростанций с потерей СН, энергосистемы совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций совместно с органами диспетчерского управления объединенными энергосистемами в сложившихся условиях определяются варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников.
1.3.5. При ликвидации аварии подается напряжение на шины обесточившейся электростанции в первую очередь.
1.3.6. Отключившееся во время аварии оборудование включается после анализа действия отключивших его защит.
1.3.7. При обесточивании РУ, останове всех генераторов и потере СН подготавливается схема для приема напряжения, для этого:
а) отключаются выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей — выключатели блочных трансформаторов со всех сторон и снимается с них оперативный ток;
б) для предотвращения перегрузки трансформаторов СН от пусковых токов при подаче напряжения отключаются выключатели всех неответственных электродвигателей СН напряжением3-6 кВ. Выключатели трансформаторов СН 6/04 (3/04) кВ находятся во включенном состоянии;
в) отключаются выключатели обесточенных линий электропередачи;
г) отключаются разъединителями поврежденная часть РУ и поврежденные электроаппараты;
д) при получении напряжения включаются выключатели линии и резервных трансформаторов СН, подается напряжение на секции СН и начинается разворот агрегатов.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

РАЗРАБОТАНО ЦДУ ЕЭС МОСЭНЕРГО

ИСПОЛНИТЕЛИ В.Т.КАЛИТА, В.А.ИСАЕВ, В.В.КУЧЕРОВ

УТВЕРЖДЕНО Управлением научно-технического развития корпорации «Росэнерго» 22.10.92 г.

Заместитель начальника К.М.АНТИПОВ

С выходом настоящей «Типовой инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем» утрачивает силу «Типовая инструкция по ликвидации аварий в электрической части энергосистем» (М.: СЦНТИ Энергонот ОРГРЭС, 1972).

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Назначение и область применения

1.1.1. Настоящая «Типовая инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем» (далее для краткости — Инструкция) устанавливает общие положения о разделении функций при ликвидации аварий между различными звеньями оперативного персонала: диспетчерами Центрального диспетчерского управления (ЦДУ), объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), энергосистем, предприятий (районов) электрических сетей, начальниками смены электростанций, дежурными подстанций или приравненным к ним персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ), а также содержит основные положения по ликвидации аварий, общие для всех энергосистем, входящих в объединения или работающих изолированно.

В данной Инструкции нельзя заранее предусмотреть все случаи, которые могут встречаться в практике. Поэтому, наряду с выполнением требований Инструкции, персонал обязан проявлять необходимую инициативу и самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных Инструкцией конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварий и аварийных ситуаций, руководствуясь положениями и требованиями технологических инструкций. При этом такие самостоятельные действия не должны противоречить основным положениям настоящей Инструкции.

Оперативный персонал при ликвидации аварии должен строго соблюдать требования основных действующих руководящих документов: Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правил устройства электроустановок, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, Правил организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства.

1.1.2. В настоящей Инструкции рассматриваются вопросы оперативной ликвидации аварий в электрической части энергосистем как работающих изолированно, так и входящих в объединения, за исключением специальных вопросов ликвидации аварий в городских и сельских распределительных сетях.

Под оперативной ликвидацией аварии следует понимать отделение поврежденного оборудования (участка сети) от энергосистем (объединенной энергосистемы), а также производство операций, имеющих целью:

устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией;

предотвращение развития аварии;

восстановление в кратчайший срок питания потребителей и качества электроэнергии (частоты и напряжения);

создание наиболее надежной послеаварийной схемы энергосистемы (объединенной энергосистемы) и отдельных ее частей;

выяснение состояния отключившегося во время аварии оборудования и возможности включения его в работу.

1.1.3. На основании настоящей Инструкции в каждой энергосистеме (объединенной энергосистеме), предприятии (районе) электрических сетей, на электростанции и подстанции должны быть составлены местные инструкции по ликвидации аварий в электрической части, учитывающие особенности схем электрических соединений и режимов каждой энергосистемы и эксплуатируемого оборудования.

1.1.4. Знание требований настоящей Инструкции обязательно для следующих категорий работников:

главных диспетчеров ОДУ (ЦДУ), энергосистем и их заместителей;

главных инженеров энергосистем и их заместителей по электрической части;

начальников центральных диспетчерских служб (ЦДС), служб (групп) режимов ОДУ (ЦДУ), энергосистем и их заместителей;

дежурных диспетчеров ОДУ (ЦДУ), энергосистем, предприятий (районов) электрических сетей, опорных подстанций;

начальников служб надежности энергосистем и их заместителей;

главных инженеров электростанций и предприятий электрических сетей, инженеров по эксплуатации;

начальников смен электростанций;

начальников смен электроцехов и блочных установок электростанций;

дежурных подстанций и приравненного к ним персонала ОВБ;

дежурных электромонтеров электростанций (энергоблоков) и машинистов энергоблоков;

начальников электроцехов электростанций и их заместителей;

начальников подстанций и групп подстанций;

инженеров электроцехов электростанций и соответствующих служб предприятий электросетей;

начальников и их заместителей оперативно-диспетчерских служб (ОДС) и инженеров по режиму предприятий электрических сетей (ПЭС) и районов электрических сетей (РЭС);

старших мастеров и мастеров по эксплуатации энергоблоков;

начальников производственно-технических отделов;

1.1.5. Объем знаний данной Инструкции, необходимый для работников, занимающих перечисленные выше должности, устанавливается в зависимости от местных условий для подчиненного персонала следующими лицами:

главными диспетчерами ОДУ (ЦДУ), энергосистем;

главными инженерами энергосистем, электростанций, предприятий электрических сетей;

начальниками электроцехов электростанций;

начальниками служб подстанций, ОДС предприятий электрических сетей.

1.2. Права и обязанности руководящего технического персонала
при ликвидации аварий

1.2.1. При возникновении аварийной ситуации дежурный диспетчер ОДУ (ЦДУ), энергосистемы независимо от присутствия на диспетчерском пункте лиц высшей технической администрации (главного диспетчера, начальника ЦДС или их заместителей), если только старший по должности не принял руководство ликвидацией аварии на себя, несет полную ответственность за ликвидацию аварийного положения, единолично принимая решение и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима. При этом распоряжения указанных лиц, не соответствующие намеченному диспетчером плану ликвидации аварий, являются для диспетчера только рекомендациями, которые он имеет право не выполнять, если считает их неправильными.

Однако находящееся на диспетчерском пункте лицо высшей технической администрации имеет право взять руководство ликвидацией аварии на себя или поручить его другому лицу, если считает действия диспетчера неправильными и если последний не согласен с его указаниями. Передача руководства ликвидацией аварии оформляется в оперативном или другом журнале, заменяющем оперативный журнал.

С этого момента диспетчер безоговорочно выполняет все распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварии. Диспетчер, отстраненный от руководства ликвидацией аварии, может оставаться на своем рабочем месте, вести с подчиненным персоналом все оперативные переговоры и отдавать распоряжения, подтвержденные лицом, руководящим ликвидацией аварии.

1.2.2. О возникновении аварии диспетчер ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, не задерживая ликвидации аварии, обязан сообщить в краткой форме по принадлежности руководству ОДУ (ЦДУ), энергосистемы и другим лицам по списку, утвержденному соответственно начальником ОДУ (ЦДУ), генеральным директором ПОЭЭ, а также в случае необходимости (в частности, при аварии на нескольких уровнях) информировать нижестоящий оперативный персонал.

1.2.3. Ликвидация аварии на электростанции производится под непосредственным руководством начальника смены станции. Начальники смен цехов (блоков) обязаны сообщать начальнику смены электростанции о всех нарушениях нормального режима работы и выполнять все его указания.

Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, подчиняется начальнику смены электростанции в вопросах, связанных с ликвидацией аварии.

1.2.4. Начальники цехов, находящиеся на электростанции во время ликвидации аварии, должны по мере необходимости информировать дежурных об особенностях эксплуатации оборудования в аварийных условиях.

1.2.5. Главный инженер электростанции или предприятия электрических сетей и начальник цеха, района электрических сетей, службы или группы подстанций имеют право отстранить от руководства ликвидацией аварии подчиненный им оперативный персонал, не справляющийся с ликвидацией аварии, приняв руководство на себя или поручив его другому лицу.

О замене дежурного ставятся в известность как вышестоящий, так и подчиненный оперативный персонал.

Лицо, принявшее руководство ликвидацией аварии, независимо от должности принимает на себя все обязанности отстраненного дежурного и оперативно подчиняется вышестоящему оперативному персоналу.

1.2.6. Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия (района) электрических сетей энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) имеют право находиться лишь лица, непосредственно участвующие в ликвидации аварии, лица административно-технического персонала и специалисты технологических служб. Список таких лиц утверждается соответственно начальником ОДУ (ЦДУ), главным инженером энергосистемы, электростанции, предприятия электрических сетей.

1.2.7. После ликвидации аварии и восстановления работы энергосистемы, электростанции, подстанции ответственный за ремонт данного оборудования персонал должен срочно приступить к ремонту поврежденного оборудования, получив допуск от соответствующего дежурного персонала.

Отремонтированное после аварии оборудование должно включаться в работу только после приемки его начальником цеха, подстанции (группы подстанций) или лицом, его заменяющим, в соответствии с действующими положениями с разрешения оперативного персонала, в чьем оперативном ведении находится включаемое оборудование.

1.2.8. Организация расследования аварии должна осуществляться в соответствии с действующей Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем.

1.3. Обязанности, взаимоотношения и ответственность оперативного персонала электростанций,
предприятий электрических сетей, энергосистем, ОДУ (ЦДУ) при ликвидации аварий

1.3.1. Руководство ликвидацией аварий, охватывающих несколько энергосистем, осуществляется диспетчером ОДУ (ЦДУ); ликвидация аварии, затрагивающей одну энергосистему, производится под руководством диспетчера этой энергосистемы.

Ликвидация аварий на электростанции производится под руководством начальника смены станции.

На электростанциях с крупными энергоблоками выполнение переключений и ответственность за правильность производства операций по ликвидации аварий возлагается:

в главной электрической схеме (генераторы, трансформаторы связи, повысительная подстанция) — на начальника смены электроцеха;

в части собственных нужд блоков — на начальника смены соответствующих энергоблоков;

в распределительных устройствах собственных нужд энергоблоков — на старшего дежурного электромонтера.

На подстанциях аварии ликвидируются дежурным подстанции, оперативно-выездной бригадой (ОВБ), мастером или начальником группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанций.

Аварии в электрических сетях, имеющие местное значение и не отражающиеся на работе энергосистемы, ликвидируются под руководством диспетчера предприятия (района) электрических сетей или диспетчера (дежурного) опорной подстанции.

1.3.2. Все распоряжения дежурного диспетчера ОДУ (ЦДУ), энергосистемы по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательны к исполнению подчиненным оперативным персоналом.

Если распоряжение диспетчера ОДУ (ЦДУ) или энергосистемы представляется подчиненному оперативному персоналу неверным, он обязан указать на это диспетчеру. При подтверждении диспетчером своего распоряжения дежурный обязан его выполнять.

Запрещается выполнять распоряжения вышестоящего оперативного персонала, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования или привести к потере питания собственных нужд электростанции, подстанции или обесточиванию особо ответственных потребителей.

О своем отказе выполнить заведомо неправильное распоряжение дежурный персонал обязан сообщить диспетчеру, отдавшему такое распоряжение, и главному инженеру предприятия.

1.3.3. Все оперативные переговоры и распоряжения на уровне ОДУ (ЦДУ) и ЦДС энергосистемы, а также предприятия электрических сетей и электростанции во время ликвидации аварии должны записываться на магнитофон.

1.3.4. По окончании ликвидации аварии дежурный, руководивший ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.

1.3.5. О возникновении аварии руководство электростанции (подстанции), персонал основных цехов (подстанции) должны быть уведомлены специальным сигналом или поставлены в известность по местной радиосети в соответствии с местной инструкцией.

1.3.6. По требованию диспетчера ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, начальника смены электростанции, дежурного подстанции, диспетчера предприятия электрических сетей на ЦДП, электростанцию, подстанцию может быть вызван и обязан явиться немедленно любой работник.

1.3.7. Во время ликвидации аварии начальник смены электростанции обязан находиться в помещении главного щита управления, а при уходе должен сообщить свое новое местонахождение.

1.3.8. Во время ликвидации аварии начальники смен тепловых цехов и блоков должны находиться, как правило, на своих рабочих местах и принимать все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования, не допуская развития аварии в этих цехах (на блоках).

Начальник смены цеха (блока) обязан докладывать начальнику смены электростанции о протекании аварии и о проведенных им операциях.

Начальник смены цеха (блока), оставляя рабочее место, обязан указать свое местонахождение.

1.3.9. Начальник смены электроцеха свои действия по ликвидации аварии осуществляет под руководством начальника смены электростанции. Местонахождение начальника смены электроцеха определяется начальником смены электростанции.

1.3.10. Местонахождение дежурного подстанции или приравненного к нему персонала при ликвидации аварии определяется конкретной обстановкой. О местонахождении сообщается вышестоящему оперативному персоналу.

На всех подстанциях, имеющих дежурный персонал, должна быть сигнализация вызова персонала из распределительных устройств на щит управления, работающая при телефонном вызове (звонке) диспетчера.

1.3.11. Диспетчер предприятия электрических сетей, если он не совмещает обязанности дежурного подстанции, при ликвидации аварии должен находиться в помещении диспетчерского пункта.

1.3.12. Во время ликвидации аварии местонахождение дежурного персонала, непосредственно обслуживающего оборудование, определяется местной инструкцией.

Дежурный персонал может оставить свое рабочее место только:

при явной опасности для жизни;

для принятия мер по оказанию первой помощи пострадавшему при несчастном случае;

для принятия мер по сохранению целостности оборудования;

по распоряжению руководителя ликвидации аварии.

1.3.13. Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии запрещается; пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.

При затянувшейся ликвидации аварии в зависимости от ее характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативного персонала.

1.3.14. Дежурный персонал всех уровней диспетчерского управления при ликвидации аварии обязан:

составить общее представление о том, что случилось по показаниям измерительных приборов (по уровню частоты, изменению перетоков мощности, уровню напряжения и т.д.), устройств сигнализации (телесигнализации), сработавшим устройствам релейной защиты и автоматики, по внешним признакам и поступившим сообщениям;

устранить опасность для персонала и оборудования, вплоть до отключения последнего, если в этом появляется необходимость;

не вмешиваться в работу автоматических устройств, если это не предусмотрено инструкцией;

обеспечить нормальную работу основного оборудования, оставшегося в работе, а также оборудования собственных нужд электростанций и подстанций;

выяснить по возможности место, характер и объем повреждения;

обеспечить нормальный режим останова отключившихся и не подлежащих включению агрегатов.

Отключившееся во время аварии оборудование должно включаться после анализа действия отключивших его защит и выяснения его исправности по распоряжению вышестоящего оперативного персонала или самостоятельно в соответствии с требованиями местных инструкций.

1.3.15. Вышестоящий дежурный должен быть информирован об обстоятельствах аварии немедленно по мере их выяснения.

Об авариях, ликвидируемых оперативным персоналом самостоятельно, кратко сообщается вышестоящему дежурному немедленно.

При ликвидации аварии необходимо действовать быстро и точно, следуя намеченной последовательности операций. Поспешные, необдуманные действия могут привести к развитию аварии.

Оперативный персонал низшего уровня, получив распоряжение от вышестоящего дежурного, обязан его повторить. Последующие указания даются вышестоящим оперативным персоналом только после подтверждения исполнения предыдущего распоряжения. Для предварительной информации об исполнении его распоряжения в ходе аварии должны служить показания измерительных приборов, устройств сигнализации, телесигнализации, телеизмерения и ЭВМ.

1.3.16. На всех рабочих местах оперативного персонала ОДУ (ЦДУ), энергосистемы, предприятий (районов) электрических сетей, электростанций и подстанций должны быть инструкции по ликвидации аварий, которые определяют порядок действий дежурного персонала при авариях.

Инструкции должны соответствовать требованиям данной Типовой инструкции и инструкций вышестоящих оперативных органов.

1.3.17. При ликвидации аварии оперативный персонал обеспечивается связью в первую очередь, в случае необходимости прерываются остальные переговоры; другим лицам запрещается использовать оперативно-диспетчерские каналы связи.

1.3.18. Для ускорения ремонта оборудования, поврежденного при аварии, начальник смены электростанции, диспетчер предприятия электрических сетей, дежурный подстанции должны вызвать на электростанцию, подстанцию, линию электропередачи необходимый ремонтный персонал.

1.3.19. Диспетчер, руководящий ликвидацией аварии, несет личную ответственность за правильность действий при ликвидации аварии независимо от присутствия лиц из административно-технического персонала, участвующих в ликвидации аварии.

1.3.20. Порядок ликвидации аварий на связях Единой энергетической системы (ЕЭС) России с энергосистемами суверенных государств, а также распределение обязанностей определяются отдельными соглашениями (договорами).

1.4. Распределение функций по ликвидации аварий между оперативным персоналом различных уровней
диспетчерского управления

1.4.1. При возникновении аварии оперативный персонал различных уровней диспетчерского управления обязан:

быстро оценить аварийную ситуацию и незамедлительно принять меры, обеспечивающие безопасность персонала и оборудования;

предотвратить развитие аварии;

как можно быстрее ликвидировать аварию;

восстановить нормальное снабжение потребителей электроэнергией.

Для выполнения этих задач должны быть четко разграничены функции по ликвидации аварий между оперативным персоналом различных уровней диспетчерского управления, т.е. между диспетчером ОДУ (ЦДУ), энергосистемы и оперативным персоналом электростанций и электросетей.

1.4.2. Распределение функций между оперативным персоналом различных уровней должно определяться местными инструкциями по ликвидации аварий, составленными в соответствии с требованиями инструкции вышестоящего уровня диспетчерского управления на основе следующих основных положений:

нижестоящему оперативному персоналу может быть предоставлено право самостоятельно производить все операции по ликвидации аварий и предупреждению их развития, если такие операции не требуют координации действий оперативного персонала объектов между собой и не вызовут развития аварии или задержку в ее ликвидации;

нижестоящий оперативный персонал обязан во время ликвидации аварии в энергосистеме (объединенной энергосистеме — ОЭС) поддерживать связь с диспетчером ОДУ (ЦДУ), энергосистемы в зависимости от характера подчинения и принадлежности оборудования, информировать его о положении дел в энергосистеме, предприятии (районе) электрических сетей, на электростанции (подстанции), своевременно представлять необходимую информацию и строго выполнять распоряжения вышестоящего диспетчера;

диспетчеру ОДУ (ЦДУ), энергосистемы предоставляется право вмешиваться (получать необходимую информацию, приостанавливать, изменять) в ход ликвидации аварии на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.

1.4.3. Нижестоящий оперативный персонал должен поставить в известность вышестоящий оперативный персонал о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования: об автоматических отключениях, включениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений, о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, снижении напряжения в контрольных точках, недопустимом повышении напряжения на оборудовании, перегрузке генераторов, синхронных компенсаторов, работе устройств автоматического регулирования возбуждения (АРВ), автоматической частотной разгрузки (АЧР), возникновении качаний, внешних признаках короткого замыкания как на электростанции (подстанции), так и вблизи ее, о работе защит на отключение и на сигнал, работе устройств автоматического повторного включения (АПВ), частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ), автоматического включения резерва (АВР), режимной автоматики, об уровне частоты электрического тока, о причинах отключения оборудования, ВЛ.

1.4.4. Местному оперативному персоналу электростанций и предприятий электрических сетей предоставляется право и вменяется в обязанность производить ряд самостоятельных действий по ликвидации аварий с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала.

Самостоятельные действия оперативного персонала подразделяются на две категории:

независимо от наличия или потери связи с соответствующим диспетчером;

только при потере связи с соответствующим диспетчером.

1.4.5. Диспетчеру ОДУ энергосистемы, входящей в ОЭС (ЕЭС) независимо от наличия или потери связи, предоставляется право производить ряд самостоятельных действий с последующим уведомлением диспетчера ОДУ (ЦДУ):

использовать резервные мощности на всех электростанциях энергосистемы (ОЭС) при выделении на раздельную работу с ЕЭС, повышая частоту при ее понижении в объединенной энергосистеме, если это не приведет к недопустимой перегрузке транзитных линий и нарушению устойчивости;

принимать все необходимые меры по восстановлению нормальных частоты и напряжения в энергосистеме (или ее части) при ее отделении от объединенной энергосистемы на несинхронную работу;

принимать все меры по подготовке к восстановлению синхронной работы отделившейся энергосистемы (или ее части) с объединенной энергосистемой или ОЭС с ЕЭС;

производить разделение частей энергосистемы по связям, по которым возник асинхронный режим;

производить отключение, ограничение потребителей, если после срабатывания устройств АЧР и использования всех имеющихся резервов мощности частота в объединенной энергосистеме будет оставаться ниже 49,0 Гц, а также для предотвращения нарушения устойчивости связей энергосистемы (ОЭС) с ЕЭС;

восстанавливать напряжение в одной или нескольких контрольных точках полной загрузкой и допустимой аварийной перегрузкой генераторов и синхронных компенсаторов, использованием устройств регулирования напряжения под нагрузкой, отключением шунтирующих реакторов, изменением схемы сети, переключениями на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативного персонала, а также отключением или ограничением потребителей.

1.4.6. При ликвидации аварии диспетчер энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) обязан:

координировать действия подчиненного оперативного персонала при регулировании частоты и перетоков мощности в работающей параллельно части энергосистемы, ОЭС (ЕЭС);

принимать все меры к восстановлению в кратчайший срок синхронной работы разделившихся частей энергосистемы (объединенной энергосистемы) и нормального электроснабжения потребителей;

принимать все меры вплоть до отключения потребителей для устранения недопустимой перегрузки транзитных линий и трансформаторов, связывающих сети различных напряжений, если такая перегрузка не может быть устранена нижестоящим оперативным персоналом, а также для подъема напряжения в сети;

отдавать распоряжения подчиненному оперативному персоналу о включении отключившихся во время аварии транзитных линий и трансформаторов, осуществляющих связь между сетями различных напряжений, в соответствии с принадлежностью оборудования;

подавать напряжение на обесточенные участки сети, подстанции и электростанции, части энергосистемы.

1.4.7. Диспетчер энергосистемы, ОДУ (ЦДУ) при ликвидации аварии обязан координировать действия непосредственно подчиненного ему персонала и отдавать распоряжения о производстве операций, требующих согласованных действий подчиненного оперативного персонала двух или более объектов, на оборудовании, находящемся в его оперативном управлении (ведении).

1.5. Общие указания оперативному персоналу по ликвидации аварий

1.5.1. Оперативный персонал должен производить ликвидацию аварии, не отвлекаясь на операции, связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на решении главных вопросов.

1.5.2. Все переключения в аварийных условиях производятся оперативным персоналом в соответствии с ПТЭ, ПТБ и местными инструкциями при обязательном применении всех защитных средств без специального напоминания об этом со стороны вышестоящего оперативного персонала, отдающего распоряжения.

1.5.3. При ликвидации аварии оперативный персонал обязан производить необходимые операции с устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкциями и указаниями МС РЗиА, ЦС РЗиА и СРЗиА и ЦДУ ЕЭС (по принадлежности).

1.5.4. При выполнении самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативный персонал электростанций и подстанций обязан руководствоваться следующим:

при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и распределительные устройства напряжением 110 кВ и выше следует проверить наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);

при опробовании напряжением отключившегося оборудования следует немедленно вручную отключить выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении.

В этом случае оперативный персонал должен уметь отличить бросок тока нагрузки от тока КЗ. Признаком КЗ является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;

при опробовании напряжением отключившихся линий следует предварительно отключить АПВ, если последний не вводится из действий автоматически, и произвести необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;

при опробовании напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и длиной более 200 км от зарядной мощности возможно значительное повышение напряжения выше допустимого на подстанции, с которой производится опробование, особенно на открытом конце линии. Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к повреждению линейных аппаратов (трансформаторов тока и напряжения, реакторов и др.). Поэтому, прежде чем опробовать линию, необходимо подготовить режим сети по напряжению. В некоторых случаях линия опробуется напряжением с включением на противоположной стороне АПВ, через схему которого действует полуавтомат, обеспечивающий включение линии при успешном опробовании.

1.5.5. В связи с работой многих подстанций без постоянного дежурного персонала в местных инструкциях энергосистем должен быть определен порядок отключения потребителей по аварийному графику при снижении частоты или напряжения ниже допустимых значений, при перегрузке линий выше допустимых значений, а также в случаях полной потери напряжения всей или большей частью энергосистемы.

1.5.6. При производстве самостоятельных действий во время ликвидации аварий на телеуправляемых подстанциях (гидроэлектростанциях) дежурным, находящимся в это время на подстанции (гидроэлектростанции), следует обеспечить согласованность их действий с действиями соответствующего диспетчера, имеющего возможность выполнить операции с помощью устройств телемеханики.

1.5.7. При принятии решений по ликвидации аварий диспетчер должен учитывать самостоятельные действия оперативного персонала нижестоящего уровня, выполняемые как при потере связи, так и независимо от потери связи.

При восстановлении связи оперативный персонал обязан доложить о выполненных действиях по ликвидации аварии вышестоящему диспетчеру.

2. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ В ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ, ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ И В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ, ВХОДЯЩИХ В ОБЪЕДИНЕНИЕ И РАБОТАЮЩИХ ИЗОЛИРОВАННО (РАЗДЕЛЬНО)

2.1. Технические и организационные меры по предотвращению и ликвидации аварий при понижении частоты, перегрузке линий электропередачи, нарушении синхронизма и понижении напряжения

2.1.1. В нормальных условиях частота электрического тока в ЕЭС, ОЭС и энергосистемах, входящих в ЕЭС, и в раздельно работающих ОЭС и энергосистемах должна поддерживаться в соответствии с ГОСТ 13109-87.

2.1.2. Глубокое понижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы реакторных установок АЭС и котельных агрегатов тепловых электростанций с поперечными связями и с блоками 150-200 МВт, имеющих питательные насосы и главные циркуляционные насосы АЭС с электрическим приводом, из-за понижения давления и расхода питательной воды.

2.1.3. Для предотвращения опасного снижения частоты при внезапном возникновении дефицита мощности в энергосистемах должны быть установлены устройства АЧР и для восстановления энергоснабжения потребителей — устройства ЧАПВ в соответствии с действующим Сборником директивных материалов.

2.1.4. Энергосистемы обязаны осуществлять контроль на предприятиях, чтобы нагрузки, отключаемые АЧР, не имели АВР.

2.1.5. Для быстрой ликвидации дефицита генерируемой мощности на электростанциях должны быть выполнены:

а) параметры систем регулирования турбин соответствовать требованиям ПТЭ и руководящим документам;

б) устройства автоматического пуска и ускоренной загрузки гидрогенераторов ГЭС, а также перевода их из режима СK в генераторный режим;

в) устройства автоматического отключения гидрогенераторов ГАЭС, работающих в двигательном режиме, пуск и загрузка их в генераторном режиме;

г) автоматический или ручной пуск и загрузка газотурбинных установок (ГТУ);

д) возможность загрузки агрегатов и взятие разрешенных перегрузок на электростанциях самостоятельно персоналом электростанций с контролем загрузки линий электропередачи по распоряжениям диспетчеров энергосистем, ОДУ и ЦДУ.

Уставки пуска и загрузки агрегатов задаются ЦДУ, ОДУ или ЦДС энергосистем, при этом нижняя уставка должна быть выше уставки работы спецочереди АЧР и составлять 49,3-49,7 Гц.

2.1.6. В целях предотвращения полного останова тепловых электростанций при внезапном образовании большого дефицита мощности и глубокого понижения частоты, что может произойти при отделении дефицитных ОЭС, энергосистем или энергорайонов вследствие перегрузки и отключения линий электропередачи в соответствии с действующими руководящими документами, должна быть выполнена делительная автоматика по частоте.

2.1.7. На тепловых электростанциях с поперечными связями с учетом электрической схемы соединений с энергосистемой и возможной аварийной ситуации должна быть разработана схема выделения всей электростанции или ее части на изолированную работу с потребителями, питающимися от шин электростанции, или с прилегающим к ней районом электрической сети.

Отделяемая от системы часть электростанции во всех режимах должна иметь небольшой избыток мощности для повышения частоты.

Автоматика должна действовать с двумя пусковыми органами: с уставками 45-46 Гц и 0,5 с и 47 Гц и 30-40 с. Для электростанций, расположенных в особо дефицитных районах, допускается неселективное по отношению к АЧР 1 отделение с уставками 46,5-47,5 Гц и не более 1 с.

Схема отделения должна иметь минимальное количество отключаемых выключателей.

Для оперативного персонала должны быть составлены четкие инструкции о порядке автоматического и ручного отделения электростанции.

2.1.8. На блочных электростанциях энергосистемы совместно с ОДУ определяют возможность отделения автоматикой по частоте электростанции или нескольких блоков, где имеется ОРУ 110-220 кВ, с нагрузкой ближайших районов сети; при этом не должно быть сложных переключений, количество отключаемых выключателей должно быть минимальным.

На блочных электростанциях, где по схеме окажется невозможно выделение электростанции или ее части, должна быть автоматика отделения по частоте одного или нескольких блоков с их собственными нуждами. Режим работы блока, выделившегося с нагрузкой СН, должен быть проверен экспериментально.

В инструкции для оперативного персонала должны содержаться четкие указания по сохранению в работе выделившихся блоков и использованию их для разворота остановившихся блоков, включения в сеть и подъема нагрузки.

2.1.9. В целях ускорения восстановления энергосистемы при авариях, сопровождающихся значительной потерей мощности, отключением линий электропередачи, полным остановом электростанций с потерей собственных нужд, энергосистемы совместно с электростанциями, а для крупноблочных электростанций совместно с ОДУ в сложившихся условиях определяют варианты схем подачи напряжения для разворота электростанций от резервных источников.

2.1.10. В качестве резервных источников назначают в первую очередь гидроэлектростанции, а при их отсутствии или невозможности использования их по схеме электрической сети — тепловые электростанции с поперечными связями, а также линии электропередачи от смежных энергосистем.

Должны быть выполнены предварительные расчеты устойчивости и условий отсутствия самовозбуждения генераторов при включении в электросеть и на линии электропередачи без нагрузки.

2.1.11. При ликвидации аварии диспетчер энергосистемы (ОДУ) должен подавать напряжение на шины обесточившейся электростанции в первую очередь.

2.1.12. Персонал электростанции при обесточивании распределительного устройства остановом всех генераторов и потерей собственных нужд должен подготовить схему для приема напряжения, для чего:

а) отключить выключатели генераторов, а при отсутствии генераторных выключателей — выключатели блочных трансформаторов со всех сторон и снять с них оперативный ток;

б) для предотвращения перегрузки трансформаторов собственных нужд от пусковых токов при подаче напряжения отключить выключатели всех неответственных электродвигателей собственных нужд напряжением 3-6 кВ.

Выключатели трансформаторов собственных нужд 6/04 (3/04) кВ должны быть включенными;

в) по указанию диспетчера энергосистемы, а при отсутствии связи самостоятельно отключить выключатели обесточенных линий электропередачи;

г) отключить разъединителями поврежденную часть распределительного устройства и поврежденных электроаппаратов;

д) при получении напряжения по сообщению диспетчера энергосистемы, а при отсутствии связи по показаниям вольтметров линий электропередачи включить выключатель линии и резервных трансформаторов собственных нужд, подать напряжение на секции собственных нужд и приступить к развороту агрегатов.

Агрегаты, не подлежащие включению, для предотвращения их повреждения должны быть поставлены в режим расхолаживания (включить маслонасосы турбин, валоповоротные устройства и др.).

2.1.13. Для поддержания частоты в соответствии с требованиями ГОСТ при недостатке мощности и энергоресурсов в ЕЭС, отдельных ОЭС или раздельно работающих энергосистемах, а также для разгрузки перегруженных линий электропередачи, повышения напряжения в узлах, если его значение понизилось ниже аварийно-допустимого, в каждой энергосистеме и ОЭС должны быть составлены:

графики ограничения потребления электрической мощности;

графики ограничения потребления электроэнергии;

графики экстренного отключения потребителей в течение 2-5 мин;

графики отключения потребителей при дефиците мощности;

перечень и объем нагрузки потребителей, отключаемой дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.

2.1.14. Графики отключения и ограничения потребителей должны составляться в соответствии с действующей Инструкцией о порядке составления и применения графиков ограничения потребителей и отключения электрической энергии при недостатке электрической энергии и мощности в энергосистемах и их объединениях.

2.1.15. Оперативный персонал энергосистемы обязан осуществлять строгий контроль за эффективностью отключения потребителей, не допуская переключения нагрузки, отключаемой по графикам отключения электроэнергии на оставшиеся в работе источники питания.

2.1.16. В целях снижения максимума нагрузки при дефиците мощности или ограниченной пропускной способности электрических связей энергосистемы заключают договора с предприятиями по снижению максимума потребления в часы пика нагрузки в энергосистеме.

2.2. Действия оперативного персонала при снижении частоты электрического тока
из-за недостатка мощности или энергоресурсов

2.2.1. Ответственным за поддержание (регулирование) частоты электрического тока в ЕЭС в соответствии с требованиями ГОСТ является диспетчер ЦДУ ЕЭС или диспетчер ОДУ (энергосистемы) в изолированно работающей ОЭС (энергосистеме).

Кроме того, в поддержании нормального уровня частоты обязаны участвовать все энергосистемы, работающие параллельно.

Для этого каждая энергосистема (ОЭС) должна выполнять заданный суточный график сальдо-перетока мощности с коррекцией его величины в зависимости от уровня частоты.

Если для регулирования частоты в ЕЭС (ОЭС, энергосистеме) назначена отдельная электростанция или несколько электростанций, то диспетчер, ответственный за регулирование частоты, разгружая или загружая другие электростанции, обеспечивает ей необходимый регулировочный диапазон.

При снижении частоты в ЕЭС (ОЭС или энергосистеме) при потере генерирующей мощности или возрастании потребления диспетчеры энергосистем (ОДУ) не должны своими действиями отрицательно влиять на режим работы остальных энергосистем (ОЭС) — например, разгружать электростанции для сохранения своего садьдо-перетока мощности.

При снижении частоты в ЕЭС (ОЭС, энергосистеме) диспетчеры избыточных энергосистем не должны снижать выдачу, а дефицитных энергосистем — увеличивать прием своего сальдо-перетока мощности, а при недопустимо низком уровне частоты или дальнейшем ее снижении по команде диспетчера, регулирующего частоту, должны повысить задаваемые значения резервов мощности.

Диспетчер энергосистемы (ОЭС), в которой произошла потеря генерирующей мощности, должен использовать все имеющие собственные резервы мощности (по согласованию с вышестоящим диспетчером), а также через диспетчера, ответственного за регулирование частоты, найти и согласовать использование резервов мощности других энергосистем (ОЭС) с учетом пропускной способности связей.

2.2.2. Для предотвращения возможного понижения частоты в ЕЭС или изолированно работающих ОЭС, энергосистеме или перегрузки межсистемных или внутрисистемных связей в период предстоящего прохождения максимума нагрузки (утреннего или вечернего) диспетчер ЦДУ, ОДУ или энергосистемы после анализа ожидаемого баланса мощности должен при необходимости:

a) подготовить ГАЭС для работы в генераторном режиме;

б) дать команду на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;

в) приостановить вывод в ремонт генерирующего оборудования и линий электропередачи, снижающих пропускную способность перегружаемых сечений (независимо от разрешенной заявки);

г) вывести из ремонта в пределах аварийной готовности и приостановить вывод в ремонт линий и энергооборудования, снижающего выпуск мощности из избыточных районов;

д) задать ограничение потребления (новый предельный уровень потребления в энергосистеме или изменить заданный сальдо-переток мощности в дефицитной ОЭС и энергосистеме).

2.2.3. При внезапном понижении частоты (в течение нескольких секунд, при потере значительной генерирующей мощности или выделении отдельных ОЭС, энергосистем, регионов или узлов с дефицитом мощности) на 0,1 Гц и более от предшествующего установившегося значения диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должны на основании показаний приборов диспетчерского пункта, опроса подчиненного оперативного персонала и сообщений с мест определить причины понижения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей и принять меры по восстановлению частоты до уровня, установленного ГОСТ (если не поступили другие указания или распоряжения руководства), путем использования резервов мощности в энергосистемах, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям.

При потере генерирующей мощности, отключении энергоблоков, линий электропередачи или погашении подстанции начальник смены электростанции, диспетчер энергосистемы обязан немедленно сообщить вышестоящему диспетчеру об аварийных отключениях и принять меры по ликвидации нарушения.

Если частота продолжает снижаться, то необходимо:

а) пустить резервные гидрогенераторы или перевести их в режим активной нагрузки, если они работали в режиме синхронного компенсатора;

б) перевести агрегаты гидроаккумулирующих электростанций в генераторный режим, если они работали в моторном режиме;

в) взять разрешенные аварийные перегрузки с контролем загрузки линий электропередачи;

г) задержать отключение в ремонт или резерв агрегатов;

д) повысить нагрузку на ТЭЦ за счет изменения температуры сетевой воды;

е) провести мероприятия по снижению электропотребления путем снижения напряжения у потребителей.

2.2.4. Если проведение мероприятий по предыдущему пункту не обеспечивает повышения частоты до 49,5 Гц, то диспетчер, ответственный за поддержание частоты, должен повысить частоту путем отключения потребителей (изменением сальдо-перетока мощности), если это не оговорено особо другими документами или распоряжениями руководства ЦДУ ЕЭС или Минтопэнерго России.

При выполнении распоряжения диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем обязаны следить за перетоками по контролируемым межсистемным и внутрисистемным связям, не допуская превышения перетоков сверх установленных инструкциями максимально допустимых значений.

2.2.5. При большой потере генерирующей мощности и глубоком снижении частоты, если, несмотря на работу АЧР, частота остается ниже 49,0 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты, по истечении 3-5 мин (времени, достаточного для использования всех резервов мощности) должен повысить частоту отключением потребителей, не допуская при этом перегрузки внутрисистемных и межсистемных связей. В этом случае, учитывая опасность отключения в соответствии с регламентом работы блоков АЭС, отключение потребителей по команде диспетчера, ответственного за регулирование частоты, должно производиться во всех энергосистемах независимо от выполнения ими заданных сальдо-перетоков мощности.

Необходимый объем отключений потребителей определяется в соответствии с установленной зависимостью изменения нагрузки от частоты. При отсутствии данных следует отключать мощность 1% нагрузки потребления на 0,1 Гц восстанавливаемой частоты.

2.2.6. При понижении частоты до 46-47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в работе АЧР, начальники смены электростанций должны самостоятельно провести мероприятия по выделению собственных нужд на несинхронное питание согласно местным инструкциям.

2.2.7. После ликвидации аварии при срабатывании АЧР диспетчер, ответственный за регулирование частоты, должен повысить частоту на 0,1-0,2 Гц выше верхней уставки ЧАПВ.

Включение отключенных потребителей должно проводиться с контролем частоты и перетоков мощности по внутрисистемным и межсистемным связям.

2.2.8. При работе ЕЭС или изолированной ОЭС (энергосистемы) с пониженной частотой (ниже 49,5 Гц) в электрических сетях и на электростанциях не должно производиться плановых переключений в распределительных устройствах, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений при аварийных ситуациях.

2.3. Предотвращение и ликвидация аварий
из-за повышения частоты электрического тока

2.3.1. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,1 Гц и более против установившегося значения диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы должны на основании показаний устройств телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений подчиненного оперативного персонала определить причины повышения частоты, выяснить состояние и режим работы межсистемных и внутрисистемных контролируемых связей, а при частоте более 50, 20 Гц принять меры по разгрузке электростанций (ГЭС, ТЭС, ТЭЦ) и переводу агрегатов ГАЭС в двигательный режим для снижения частоты.

2.3.2. В случае возникновения перегрузки контролируемых связей диспетчеры ОДУ должны самостоятельно принять меры по их разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающих снижение перетоков мощности до допустимых значений.

О всех произведенных действиях по изменению нагрузок электростанций, отключении оборудования электростанций начальники смен станций должны немедленно ставить в известность диспетчера энергосистемы, диспетчер энергосистемы — докладывать диспетчеру ОДУ, a диспетчер ОДУ — диспетчеру ЦДУ ЕЭС.

2.3.3. При повышении частоты выше 50,2 Гц диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны принять меры по разгрузке электростанций для снижения частоты с контролем перетоков мощности по межсистемным и внутрисистемным связям.

При этом для сохранения устойчивости по конкретным связям диспетчеры ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистем должны разгружать электростанции в избыточной части и загружать электростанции (или отключать потребителей) в дефицитной части, добиваясь понижения общего уровня частоты и сохранения устойчивости по связям.

2.3.4. При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС и ТЭС и повышении частоты выше 50,4 Гц оперативный персонал энергосистемы и дежурный персонал электростанций с разрешения диспетчера энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС принимает меры по снижению частоты путем отключения энергоблоков тепловых электростанций и аварийной разгрузки АЭС с блоками типа ВВЭР на 5-10%.

2.3.5. При дальнейшем повышении частоты в отделившейся энергосистеме, ОЭС или изолированно работающем регионе и при достижении значения 51,5 Гц начальники смен электростанций должны самостоятельно приступить к глубокой разгрузке ТЭС путем перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара, отключения котлов на дубль-блоках, а также отключать энергоблоки.

О произведенных действиях начальники смен электростанций должны немедленно ставить в известность диспетчера энергосистемы.

Диспетчеры энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должны контролировать действия подчиненного персонала, а также режим контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей. При этом должны быть запрещены или отменены операции, связанные с отключением или планируемым отключением указанных линий.

2.4. Предотвращение аварий при отключении линий
электропередачи или другого оборудования

2.4.1. При аварийном отключении линии, трансформаторов связи, шунтирующего реактора и другого оборудования диспетчер, в чьем оперативном ведении или управлении находится оборудование, обязан:

а) отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей (допустимые перетоки мощности для создавшейся схемы, уровни напряжения), особо обратив внимание на режим работы связей АЭС с энергосистемой, и провести, если это необходимо, операции по перестройке релейной защиты и противоаварийной автоматики в соответствии с инструкцией или программой переключений;

б) принять срочные меры по включению потребителей, отключенных действием устройств специальной автоматики отключения нагрузки (САОН), а при невозможности включить их после отключения других потребителей по графикам аварийных отключений (или ограничений) и снижения перетока мощности по контролируемым связям;

в) определить на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, анализа работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, опроса подчиненного персонала и сообщения с мест причины отключений и после устранения причин включить оборудование в работу.

2.4.2. После аварийного отключения линии на основе показаний фиксирующих измерительных приборов, анализа работы устройств релейной защиты, осмотра оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения производится опробование ее напряжением; при повторном отключении после анализа срабатывания устройств релейной защиты линия выводится в ремонт, организуется обход (облет) линии и проявление осциллограмм.

При необходимости быстрейшего включения линии по условиям надежности схемы электроснабжения или избежания (уменьшения объема) ограничений потребителей допускается неоднократное опробование ее напряжением (особенно при гололедообразовании или грозе), когда отключение линии часто вызывается неустойчивым коротким замыканием.

Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при отказе выключателя, которым подается напряжение на линию, возможно отключение других элементов сети (СШ, AT, ВЛ), сопровождающееся развитием аварии и возможным отключением потребителей.

Опробование напряжением со стороны АЭС линии, отключившейся от короткого замыкания, запрещается.

2.4.3. При необходимости срочного отключения оборудования, связанного с угрозой повреждения оборудования или жизни людей, и невозможности быстрой подготовки режима допускается его отключение без подготовки режима.

2.4.4. Диспетчеры ОДУ и энергосистем, в которых произошла потеря генерирующей мощности или отключение линий электропередачи, вызвавших загрузку межсистемных или внутрисистемных связей сверх установленных инструкциями допустимых значений, должны аварийно поднять имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и линий.

При исчерпании резервов и превышении аварийно-допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях диспетчер, отвечающий за регулирование указанного перетока, должен самостоятельно для снижения перетока мощности и предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы по этим связям дать команду на отключение потребителей с питающих центров (или изменение своего сальдо-перетока мощности), а при необходимости использовать отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики.

2.5. Действия оперативного персонала при понижении напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы

2.5.1. Оперативным персоналом предприятий электрических сетей, энергосистем, ОДУ, ЦДУ ЕЭС осуществляется контроль и регулирование напряжения в заданных контрольных пунктах сети в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

2.5.2. Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативный персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС должны оказывать энергопредприятиям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается повышать напряжение в отдельных контрольных пунктах до значений не выше предельно допустимых для оборудования.

2.5.3. В случае понижения напряжения ниже минимально установленных уровней на одном или нескольких объектах диспетчер ЦДУ ЕЭС, ОДУ, энергосистемы, а также персонал электростанций и подстанций обязан на основе опроса подчиненного персонала, сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений и телесигнализации определить причины понижения напряжения и принять меры:

а) увеличение загрузки синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом необходимо предупредить возможное отключение генератора защитой от перегрузки ротора.

После получения сообщений о перегрузке генераторов (синхронных компенсаторов) диспетчер обязан принять меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок, не допуская понижения напряжения. В противном случае перегрузки будут сняты оперативным персоналом, генераторы будут разгружены до номинальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению потребителей;

б) включение батарей статических конденсаторов;

в) отключение шунтирующих реакторов;

г) изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

д) снижение перетоков мощности по линиям.

О всех принятых мерах оперативный персонал должен сообщить вышестоящему диспетчеру.

2.5.4. Если после принятых мер по восстановлению напряжения оно остается ниже аварийного значения, необходимо отключить потребители (по графикам отключения потребителей с питающих центров) в том узле, где произошло снижение напряжения.

1. Общая часть.
1.1. Назначение и область применения.
1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий.
1.3. Общие положения по ликвидации аварий.
2. Порядок предотвращения и ликвидации аварий в единой и объединенных энергосистемах и энергосистемах, входящих в объединение и работающих изолированно (раздельно)
2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов.
2.2. Повышение частоты электрического тока.
2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования.
2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы..
2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений.
2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций.
2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы..
2.8. Перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей.
3. Ликвидация аварий на линиях электропередачи.
3.1. Ликвидация аварий на системообразующих ВЛ..
3.2. Ликвидация аварий на ВЛ распределительных электрических сетей
3.3. Ликвидация аварий на кабельных линиях.
3.4. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены потребители.
3.5. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники.
3.6. Работа ВЛ в неполнофазных режимах.
3.7. Полная потеря защит линий электропередачи.
4. Ликвидация аварий в главной схеме подстанций.
4.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
4.2. Обесточивание главных шин
4.3. Повреждение выключателей и разъединителей.
4.4. Автоматическое отключение СК..
5. Ликвидация аварий при замыкании на землю..
5.1. Замыкание на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов.
5.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций.
6. Ликвидация аварий в главной схеме электростанций.
6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
6.2. Обесточивание главных шин.
6.3. Повреждение выключателей.
6.4. Аварии с измерительными трансформаторами.
6.5. Аварии с разъединителями.
6.6. Выход генератора из синхронизма.
6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора.
7. Ликвидация аварий в схеме СН электростанций.
7.1. Отключение источников питания СН..
7.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на ее присоединении.
7.3. Короткое замыкание на шинах щита 0,4 кВ..
7.4. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли.
7.5. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи.
7.6. Аварийные режимы на вспомогательных механизмах.
7.7. Отыскание замыкания на землю в электросети СН..
7.8. Исчезновение освещения.
8. Самостоятельные действия оперативного персонала.
8.1.Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

• Настоящая инструкция разработана на основании "Инструкции по ликвидации аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях"(ГКД 34.20.563-96), Инструкции ОД-11 "По предотвращению и ликвидации технологических нарушений (аварий) в ОЭС Украины" и содержит общие положения о разделении функций, при ликвидации нарушений режимов, между различными звеньями оперативного персонала, а также дает основные положения по ликвидации технологических нарушений, общие для всех энергопредприятий Донбасской энергосистемы.

• Знание инструкции обязательно для:
• Старших диспетчеров и диспетчеров ДС ДЭС;
• Диспетчеров МЭС, подстанций;
• Начальников смен электростанций и начальников смен электроцехов электростанций;
• Дежурных подстанций 220 кВ и выше;
• Диспетчеров ОАО «Облэнерго».

• В инструкции нельзя заранее предусмотреть все случаи, которые могут встретиться на практике. Поэтому, наряду с выполнением требований Инструкции, персонал обязан проявлять необходимую инициативу и

самостоятельность в решении отдельных, не предусмотренных данной
Инструкцией, конкретных вопросов, связанных с ликвидацией аварийных ситуаций. Однако, такие самостоятельные действия не должны
противоречить основным положениям настоящей Инструкции и инструкции "Ликвидация аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и энергообъединениях".

2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ОПЕРАТИВНОМУ ПЕРСОНАЛУ ПО ЛИКВИДАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ И АВАРИЙ.

• Оперативный персонал должен ликвидировать технологическое нарушение или аварию, не отвлекаясь на операции, связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на решении главных вопросов. При наличии непосредственной угрозы безопасности людей и в случае явной угрозы повреждения оборудования, разрешается отключать любое оборудование.

2.2. Все переключения в аварийных условиях про изводятся оперативным персоналом в соответствии с местными Инструкциями, ПТЭ,
ПБЭЭ при обязательном применении, где это требуется, необходимых
защитных средств.
При переключениях, необходимые операции с релейной защитой (РЗ) и
противоаварийной автоматикой (ПА) производятся в соответствии с
Инструкциями по релейной защите и противоаварийной автоматике.

• При выполнении самостоятельных действий, оперативный персонал обязан руководствоваться следующим:
• при опробовании напряжением отключившегося оборудования вручную, следует немедленно отключить выключатели при включении их на короткое замыкание (к.з.);
• подачу напряжения на обесточенные участки электросети и распредустройств (РУ) напряжением 110кВ следует производить со стороны РУ (трансформатора, имеющего заземленную нейтраль)с контролем соответствия пропускной способности элементов, по которым подается напряжение на включенную нагрузку.

• Оперативный персонал ДЭС, энергопредприятий и энергообъектов не должен вмешиваться в работу системной ПА основной сети, автоматики узлов, оборудования, ВЛ, систем шин.

• При наличии непосредственной угрозы безопасности людей и в случае явной угрозы повреждения оборудования, разрешается самостоятельно отключать любое оборудование с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала.

3. ОБЯЗАННОСТИ, ВЗАИМООТНОШЕНИЯ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА НЭК «УКРЭНЕРГО», ДЭС, ОБЛЭНЕРГО, ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ (АВАРИЙ).

3.1. Руководство ликвидацией технологических нарушений или аварий, охватывающих две или несколько энергосистем, осуществляется диспетчером
НЭК «Укрэнерго».

3.2. Руководство ликвидацией технологических нарушений на оборудовании производится персоналом, в оперативном управлении которого оно находится, согласно утвержденного перечня распределения оборудования по способу диспетчерского управления.

Ликвидация технологических нарушений (аварий), отражающихся на работе одного предприятия ЭС, производится под руководством диспетчера этих электрических сетей.

Нижестоящий оперативный персонал обязан во время ликвидации технологических нарушений (аварий) на энергообъекте, предприятии поддерживать связь с диспетчером ДЭС и информировать его о положении на энергообъекте, предприятии.

3.3. Диспетчеру ДЭС предоставляется право вмешиваться в ход ликвидации
нарушений на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.

Диспетчер ДЭС имеет право предоставлять нижестоящему оперативному
персоналу производить все операции по ликвидации технологических
нарушений (аварий) и предупреждению их развития, если такие действия
не требуют координации действий оперативного персонала объектов
между собой, даже на оборудовании, находящемся в его оперативном
управлении.

3.4. При ликвидации технологических нарушений (аварии) диспетчер ДЭС,
МЭС, ОАО «Облэнерго» обязан:

• подавать напряжение на обесточенные участки сети, подстанции,

электростанции;
- принимать все меры к устранению недопустимой перегрузки транзитных линий, трансформаторов (АТ), связывающих сети различных классов напряжений, если такая перегрузка не устранена нижестоящим оперативным персоналом.

4. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ ИЗ-ЗА ПОНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ.

4.1. При параллельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России.
4.1.1. Оперативный персонал ДЭС и энергопредприятий действует в соответствии с распоряжением диспетчера НЭК «Укрэнерго».

4.2. При раздельной работе ОЭС Украины и ЕЭС России.
4.2.1. При раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России регулирование частоты в ОЭС Украины осуществляется диспетчером НЭК «Укрэнерго»
через диспетчеров ДЭС, энергопредприятий, оперативный персонал
энергообъектов.
При уравновешенном (нормальном) энергобалансе частота должна поддерживаться в пределах 50,00 +-0,2 Гц.
При этом следует учитывать значительное ухудшение динамических
характеристик ОЭС Украины, возможность резкого снижения частоты
при потере крупной генерирующей мощности (на 0,4-0,5 Гц при потере
блока 1000 МВт АЭС).
Мероприятия по восстановлению (повышению) частоты должны производиться диспетчером НЭК «Укрэнерго», диспетчером ДЭС, оперативным персоналом электростанций и энергоснабжающих компаний за

минимально возможное время, не допуская ее снижения ниже 49,00 Гц-
уровня частоты угрожающей безопасной работе АЭС.
4.2.2. При резком снижении частоты в течение нескольких секунд на 0,1 Гц и
более от предшествующего установившегося значения, диспетчеры
НЭК «Укрэнерго» и ДЭС должны определить причины понижения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей, не допуская превышения перетоков
мощности сверх установленных величин.
При возникновении перегрузки внутрисистемных связей, диспетчер
ДЭС обязан самостоятельно, путем перераспределения нагрузок между
электростанциями энергосистемы в пределах суммарного графика ТЭС
и с помощью ТПР (по разрешению диспетчера НЭК «Укрэнерго) обеспечить снижение перетока до допустимых значений.
4.2.3. При снижении частоты ниже 49,8 Гц диспетчер ДЭС, по распоряжению
диспетчера НЭК, должен осуществить мобилизацию резервов мощности
на электростанциях энергосистемы,не допуская превышения максимально допустимых перетоков контролируемой основной сети.
4.2.4. Оперативный персонал ТЭС при снижении частоты ниже 49,6 Гц обязан
поднять нагрузку, используя вращающийся резерв, если это не вызовет
перегрузки отходящих линий.
4.2.5. Если в результате потери крупной генерирующей мощности, недостаточного резерва мощности на ТЭС (вращающегося и холодного, обеспеченного топливом) ОЭС Украины может перейти на работу с частотой
49,5 Гц с допустимым снижением до 49,3 Гц на время не более получаса.
Работа ОЭС Украины с частотой ниже 49,5 Гц является аварийной ситуацией, дающей право оперативному персоналу НЭК «Укрэнерго» на
применение жестких мер по ее повышению (графики аварийных отключений (ГАО), графики местной разгрузки (ГМР), специальные графики
местной разгрузки (СГМР) согласно «Порядка применения комплекса
мер принудительного снижения электропотребления в условиях дефицитного баланса мощности, чрезвычайных ситуациях и снижении частоты при раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России». Приложение
№7.
4.2.7. При определении необходимого объема отключения потребителей необходимо исходить из того, что для повышения частоты в ОЭС Украины на 0,1 Гц требуется снижение нагрузки примерно на 1%.
Оперативный персонал энергоснабжающих компаний должен обеспечить безусловное выполнение заданных диспетчером ДЭС объемов
принудительного снижения потребления.

• При ликвидации аварий, связанных с понижением частоты, диспетчеры ДЭС, энергоснабжающих пред приятий, оперативный персонал ТЭС
  должны учитывать, что за счет регулирования скорости вращения турбин понижение частоты на некоторое время может прекратиться. Однако, непринятие мер по подъему частоты и попытки удержать при пониженной частоте рабочую мощность ТЭС, соответствующую условиям
  нормальной частоты, за счет аккумулированного тепла в котле, повлекут за собой резкое снижение параметров пара и соответственно более
  глубокую разгрузку электростанций и дальнейшее снижение частоты.
  4.2.10.Диспетчер ДЭС и оперативный персонал энергоснабжающих предприятий
  и ТЭС должны учитывать, что при снижении частоты ниже 49,0 Гц, технологические защиты и оперативный персонал АЭС будут производить
  разгрузку работающих блоков (блоки АЭС при частоте 49,0 Гц автоматически, без выдержки времени, разгружаются в течение 10-20с на 10%
  тепловой мощности с дальнейшей разгрузкой персоналом до остановки
  блоков или выделение их на нагрузку С.Н. если частота не будет повышена до уровня больше 49,0 Гц в течение 5 минут).
  Выделение блоков на СН приведет к увеличению дефицита активной и
  реактивной мощности и развитию тяжелой системной аварии с обесточением больших территорий, поэтому оперативный персонал всех уровней своими быстрыми и решительными действиями по использованию всех резервов мощности и отключения потребителей, должен, по возможности, не допустить выделение блоков на СН.
  4.2.11.Включение потребителей, отключенных вручную или от АЧР (если они
  не включились от ЧАПВ), должно производиться вручную, только с
  разрешения диспетчера НЭК «Укрэнерго».

• При отделении Донбасской энергосистемы (или части энергосистемы) от ОЭС Украины.

• При отделении энергосистемы (части энергосистемы) от ОЭС Украины

с резким снижением частоты и зависании частоты ниже 49,5 Гц, диспетчер ДЭС самостоятельно принимает меры по подъему частоты для
возможной синхронизации с ОЭС Украины, в соответствии с данной
Инструкцией.
При определении требуемого объема отключения потребителей следует принимать, что для повышения частоты на 0,1 Гц необходимо отключить 1% на грузки потребления.

5. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ИЗБЫТКА МОЩНОСТИ, СОПРОВОЖДАЮЩЕГОСЯ ПОВЫШЕНИЕМ ЧАСТОТЫ.

5.1. При повышении частоты и получении распоряжения от диспетчера НЭК
на разгрузку ТЭС, диспетчер ДЭС и оперативный персонал ТЭС должны
обеспечить разгрузку ТЭС с самостоятельным прекращением ее при достижении частоты 50,2 Гц.
Диспетчер ДЭС, диспетчеры энергоснабжающих предприятий должны
обеспечить работу внутрисистемных связей без перегрузки путем перераспределения нагрузки между ТЭС и с помощью ТПР (по распоряжению
диспетчера НЭК).

5.2. Оперативный персонал ТЭС, в том числе и промстанций, должен:

• убедиться, что регулирующие клапаны турбин при повышении частоты прикрываются по статизму с соответствующим уменьшением мощности;
• проверить, чтобы регуляторы "ДО СЕБЯ" автоматически отключились, при достижении частоты 50,2 Гц.

В случае отсутствия автоматики или ее отказа, персонал должен при частоте 50,2 Гц немедленно вручную вывести из работы регулятор "ДО СЕБЯ":

• все действия персонала ТЭС по удержанию устойчивой работы котлов и блоков в условиях глубокой разгрузки турбин должны производиться в соответствии с местной Инструкцией по действиям персонала ТЭС в условиях резкого повышения частоты и "Типовой инструкции по ликвидации аварий на ТЭС".

5.3. Оперативный персонал ТЭС (в том числе и блочных щитов управления)
при повышении частоты до 50,5 Гц и выше обязан самостоятельно, не дожидаясь получения распоряжений, с максимально допустимой скоростью
снижать генерирующую мощность с тем, чтобы приостановить дальнейшее повышение частоты и снизить ее до 50,2 Гц, контролируя перетоки
по отходящим связям. Необходимость останова части блоков в холодный
резерв устанавливается диспетчером НЭК.

5.4. В особых случаях, когда при повышении частоты про исходит превышение максимально допустимых или аварийно допустимых перетоков по каким-либо межсистемным или внутрисистемным связям, оперативный персонал ТЭС в дефицитной части энергосистемы обязан, в пределах располагаемых резервов и перегрузочных способностей оборудования, повышать мощность турбин, не допуская превышения указанных перетоков.
При этом, в случае необходимости, следует выводить из работы те автоматические устройства, действия которых мешают реализации требований режима.
Основаниями для указанных действий оперативного персонала служит:
- получение распоряжений вышестоящего оперативного персонала;
- срабатывание специальной сигнализации;
- достоверное выяснение возникновения режима, требующего именно таких действий.

5.5. О всех действиях по разгрузке электростанций и обограничениях по режиму линий электропередачи, примыкающих к электростанциям, оперативный персонал ТЭС должен немеденно докладывать диспетчеру энергосистемы.

5.6. Персонал электростанций должен обеспечить устойчивую работу глубоко разгруженных блоков на время, необходимое для оценки диспетчерами
ДЭС, НЭК, аварийной ситуации и решения вопроса о дальнейшем режиме
работы ТЭС. При необходимости персонал ТЭС может самостоятельно
перераспределять нагрузку между агрегатами.

5.7. При разгружении электростанций персонал должен обеспечить готовность
оборудования к немедленному нагружению как по команде диспетчера
ДЭС, так и самостоятельно при изменении баланса мощности, возникновении дефицита мощности и снижения частоты.

5.8. Для недопущения повышения частоты выше 50,5 Гц оперативный персонал ТЭС, в соответствии с местной Инструкцией, должен по согласованию
с диспетчером ДЭС, НЭК отключить агрегаты с отказавшим регулированием с воздействием на закрытие ГПЗ, СК турбины и защиту котла с последующим сообщением диспетчеру ДЭС. На блоках, с нормально действующим регулированием, персонал при глубоких разгрузках, вплоть до холостого хода, должен обеспечить удержание допустимых параметров и устойчивую работу котлов и блоков.
На ТЭС для ускорения и обеспечения большей глубины разгрузки допускается вывод из работы части корпусов бл. 6,7 Славянской ТЭС и останов в
резерв оборудования 90 ата и ниже с контролем допустимости таких остановов по режиму напряжений, загрузки межсистемных и внутрисистемных
связей, схем выделения собственных нужд, технологически допустимого
минимального числа работающих блоков ТЭС.

5.9. При отделении Донбасской энергосистемы от ОЭС Украины с повышением частоты, дежурный диспетчер ДЭС и дежурный персонал энергообъектов ликвидацию аварийного режима осуществляют в соответствии с основными положениями инструкций по "Ликвидации аварий и нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях" (ГКД 34.20.56396), ОД-11, ДПА-5 и другими инструкциями и указаниями.

6. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ (АВАРИЙ) ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ИЛИ ДРУГОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

6.1. При аварийном отключении линий, трансформаторов (автотрансформаторов) связи, шунтирующих реакторов и другого основного оборудования,
диспетчеры, в чьем оперативном управлении и в чьем ведении находится
оборудование, по принадлежности ОБЯЗАНЫ:
- отрегулировать допустимый режим работы контролируемых связей;
- принять срочные меры по включению потребителей, отключенных действием устройств САОН, а при невозможности быстрого включения, включить их после отключения других потребителей по ГАО (или ввода ограничений, графиков МР) и снижения перетока мощности по контролируемым связям до допустимого уровня;
- определить на основе показаний устройств телесигнализации и телеизмерений, информации автоматических регистраторов, анализа работы
устройств РЗА, опроса подчиненного персонала и сообщения с мест
причины отключений и, после устранения указанных причин или уточнения допустимости включения, включить оборудование в работу.
Во всех случаях срабатывания релейной защиты дежурный обязан
отметить мелом сработанные указательные реле, сквитировать реле, произвести запись в оперативном журнале и сообщить диспетчеру и релейному персоналу о работе защиты.
При необходимости повторного включения отключившегося оборудования, сначала следует проверить, все ли указательные реле находятся в исходном положении. При повторном срабатывании защит, их указательные реле следует отметить так, чтобы отметки отличались от предыдущих.
Отметки мелом указательных реле дежурный стирает после проверки правильности выполненных им записей в оперативном журнале
и после окончания анализа работы устройств релейной защиты с разрешения диспетчера.
В электроустановках имеющих автотрансформаторы (трансформаторы) оборудованные отсечными клапанами возврат отсечного клапана
в исходное (не сработанное) положение следует проводить при отключенном АТ(тр-ре) во избежание срабатывания газового реле на отключение, вызванного потоком масла из-за разности давлений в баке работающего тр-ра и в расширителе.
В случае невозможности отключения АТ(тр-ра) по режиму необходимо перевести действие газовой защиты на сигнал, взвести отсечной
клапан и ввести газовую защиту в работу.

6.2. После аварийного отключения линии, на основе показаний фиксирующих
приборов, регистраторов, анализа работы устройств РЗ и ПА, осмотра
оборудования на подстанциях и при отсутствии видимого повреждения
производится опробование напряжением; при неуспешном опробовании –
после анализа работы устройств РЗА линии, расшифровки осцилограмм по
линии организуется обход и она выводится в ремонт.
Перед опробованием линии напряжением следует иметь в виду, что при
отказе выключателя, которым подается напряжение, возможно отключение
смежных элементов связи и развитие аварии.

6.3. При потере генерирующей мощности или отключении линий электропередач, вызвавших перегрузки внутрисистемных связей сверх установленных допустимых значений, диспетчер ДЭС должен аварийно поднять
имеющиеся резервы мощности для разгрузки контролируемых сечений и
линий.
6.4. Ликвидация технологических нарушений на транзитных и тупиковых
линиях электропередачи, в главных схемах электростанций и подстанций, в
схеме собственных нужд электростанций и подстанций, в работе распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ производится в соответствии с
указаниями Инструкции по ликвидации аварий и нарушений режима на
энергопредприятиях и в энергообъединениях (ГКД 34.20.563-96), и Инструкций ДПА-1 "О включении автоматически отключившихся ВЛ напряжением 110 кВ и выше", ДПА-3 "О порядке вывода из работы поврежденных выключателей и несимметричных режимов".

6.5. При отсутствии связи с диспетчером ДЭС и необходи мости немедленного
отключения ВЛ-750 кВ: Донбасская-Запорожская, Южнодонбасская-Донбасская, Южнодонбасская-ЗАЭС, в целях сохранения оборудования,
оперативному персоналу ПС Донбасская-750 кВ и ПС Южнодонбасская-750 кВ разрешается самостоятельно использовать схему полуавтоматического отключения ВЛ-750 кВ: Донбасская-Запорожская, Южнодонбасская-Донбасская, Южнодонбасская-ЗАЭС соответственно.

• 6.6. При обесточении систем (секций) шин подстанций 220-750 кВ, ТЭС подача напряжения на системы (секции) шин определена Приложением к инструкции ДПА-5 «По действиям оперативного персонала Донбасской ЭС,
• ТЭС, ОАО «Облэнерго» при обесточении систем (секций) шин подстанций
• 220 кВ и выше и ТЭС», утвержденной главным инженером Донбасской ЭС
• 30.07.2001 г.

7. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОНИЖЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ В ОСНОВНЫХ УЗЛОВЫХ ПУНКТАХ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

7.1. Оперативным персоналом ДЭС, энергопредприятий и энергообъектов
осуществляется контроль и регулирование напряжений в заданных контрольных точках сети в соответствии с утвержденными графиками напряжений.

7.2. Если напряжение в этих точках снижается до аварийного предела, оперативный персонал ТЭС и подстанций с батареями статических конденсаторов должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов, а диспетчер ДЭС должен
оказать энергопредприятиям помощь, путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается повышать
напряжение в отдельных контрольных точках вплоть до значений предельно допустимых для оборудования, с учетом времени превышения номинальных величин.

7.3. В случае понижения напряжения ниже номинально установленных
уровней на одном или нескольких объектах диспетчер ДЭС, а также персонал энергопредприятий и подстанций обязан определить причины снижения напряжения и принять меры путем:
- увеличения загрузки синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности вплоть до взятия аварийных перегрузок. При этом
необходимо предупредить возможное отключение генераторов защитой
от перегрузки ротора;
- включения батарей статических конденсаторов;
- отключения шунтирующих реакторов (по распоряжению диспетчера
НЭК);
- изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;
- снижения перетоков активной мощности по линиям.
После получения сообщений о перегрузке генераторов диспетчер ДЭС
обязан принять немедленные меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятия перегрузок, не допуская понижения напряжения.
Если в результате понижения напряжения в электрических сетях понизится напряжение собственных нужд ТЭС до значения ниже аварийно допустимого, диспетчер ДЭС для предотвращения нарушения режима
работы механизмов С.Н. и полного останова агрегатов ТЭС обязан разгрузкой генераторов по активной мощности (по согласованию с диспетчером НЭК) или отключением потребителей повысить напряжение до уровня, обеспечивающего нормальный режим работы агрегатов.

7.4. Если после принятых мер по восстановлению напряжения оно остается
ниже аварийного значения, необходимо отключить потребителей в пер
вую очередь в том узле, где произошло снижение напряжения.

7.5. При понижении напряжения в Донбасской энергосистеме и исчерпании
самостоятельных мер в повышении его диспетчер НЭК обязан оказать помощь в восстановлении нормальных уровней напряжения мерами, осуществляемыми в смежных энергосистемах.

8. ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ПОВЫШЕНИИ УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ НА ОБОРУДОВАНИИ, СВЕРХ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ.

8.1. Повышение напряжения выше наибольшего длительно допустимого может возникнуть в сети 750 кВ, 330 кВ в отдельных случаях и ниже в режимах минимальных нагрузок, неполнореакторных схемах сети 750 кВ, возникновения длинных разгруженных (>300км) транзитов 330-750 кВ, отсутствии автотрансформаторной связи 750/330 кВ.

8.2. Диспетчеры ДЭС, электрических сетей, оперативный персонал энергообъектов, ТЭС должны поддерживать уровни напряжения, установленные
ПТЭ и нормами завода изготовителя оборудования.

8.3. Наибольшие длительно-допустимые напряжения составляют для сети:
750 кВ – 787 кВ (фазное 455 кВ)
500 кВ - 525 кВ
330 кВ - 363 кВ
220 кВ – 252 кВ
20-ти минутное допустимое повышение напряжения на оборудовании согласно ПТЭ п.5.11.16. для электрооборудования основной сети ДЭС составляет:
750 кВ – 862 кВ
500 кВ - 575 кВ
330 кВ - 379 кВ
220 кВ – 253 кВ.

8.4. В случае повышения напряжения сверх наибольшего длительно допустимого на одном или нескольких объектах диспетчеры ДЭС, электрических
сетей, оперативный персонал энергообъектов и ТЭС (в интервале до 20
минут) обязаны выяснить причины повышения напряжения (односторонне
отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению путем:

• снижения нагрузки генераторов ТЭС и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, вплоть до перевода СК и генераторов в режим недовозбуждения в соответствии с местными инструкциями;
• отключение батарей статических конденсаторов;
• увеличение нагрузки линий перетоками активной мощности;
• изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенными устройствами РПН:

на АТ-750/330 кВ:
в сторону положения N1 - для снижения напряжения
на шинах 750 кВ;
в сторону положения N43 - для снижения напряжения
на шинах 330 кВ;

• при одностороннем отключении линии и повышении напряжения сверх допустимого, необходимо включить эту линию в транзит, а при невозможности включения, снять с нее напряжение.

8.5. После исчерпания всех средств по снижению напряжения по п.8.4., если
напряжение в основной сети остается выше длительно допустимого, разрешается отключать в резерв слабонагруженные линии основной сети, с
соответствующей подготовкой режима и перестройкой ПА. При этом
должны быть обеспечены перетоки мощности в контролируемых сечениях в послеаварийных режимах.

9. ЛИКВИДАЦИЯ НАРУШЕНИЯ СИНХРОННОЙ РАБОТЫ ОТДЕЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

9.1. Асинхронный режим работы в энергосистеме может возникнуть в результате нарушения статической или динамической устойчивости из-за:

• перегруза транзитных связей мощностями сверх максимально допустимых по устойчивости величин;
• отказа выключателей или защит при КЗ в электросетях;
• отказа или недостаточной эффективности ПА;
• несинхронное включение связей или генераторов;
• потери возбуждения мощных генераторов;
• работа энергосистемы с недопустимо низким напряжением на генераторах и в основной сети;
• аварийное отключение большой мощности;
• отключение одного или нескольких загруженных сетевых элементов сечений основной сети;
• работа с недопустимо низкой частотой;
• сочетание нескольких факторов.

9.2. Основными признаками асинхронного хода являются устойчивые глубокие колебания тока и мощности, определяемые по качанию стрелок амперметров, ваттметров в цепях генераторов, трансформаторов, линий, при
этом частота колебаний мощности вдвое превосходит частоту колебаний
тока.
Одновременно с колебанием тока и мощности почти во всех точках энергосистемы наблюдаются колебания напряжения.
Наибольшие провалы напряжения имеют место в точках, близких к центру качания, а по мере удаления от центра качаний провалы напряжения
понижаются до малозаметных величин.
В центре качаний напряжение периодически понижается почти до нуля,
поэтому местонахождение центра качаний следует определять по величине понижения напряжения.
Наиболее вероятными местонахождениями центра Качаний являются:

• середины транзитов - при асинхронном ходе между энергосистемами;
• начала линий, шины ТЭС, блочные трансформаторы – при асинхронном ходе электростанций относительно энергосистемы;
• блочный трансформатор, генератор - при асинхронном ходе одного из генераторов ТЭС относительно других генераторов этой же станции.

Для электростанции, оказавшейся вблизи электрического центра качаний, характерно нарушение синхронизма генераторов со сбросом мощности.

9.3. Обязательным признаком асинхронного хода является возникновение
разности частот между частями энергосистемы, вышедшими из синхронизма, несмотря на сохранение электрической связи между ними. При
этом, как правило, в частях энергосистемы (ОЭС), которые перед аварией
получали мощность от смежных районов, частота при асинхронном ходе
понижается, а в частях энергосистемы (ОЭС), отдававших мощность в
смежные районы, частота повышается.

9.4. При появлении в энергосистеме колебаний токов, мощности и напряжения
диспетчеры ДЭС, электрических сетей, оперативный персонал энергообъектов должны уметь отличить синхронные качания от асинхронного хода.
При синхронных качаниях по транзитным линиям связи мощность не меняет своего знака и сохраняет свое среднее значение за период. Поэтому
при синхронных качаниях не бывает устойчивой разности частот в соответствующих частях энергосистемы.
Синхронные качания могут быть как затухающими, так и незатухающими. Последние вызываются дефектами в схеме и настройке возбуждения
генераторов.
При возникновении синхронных качаний между энергосистемами или их
частями, для предотвращения перехода качаний в асинхронный ход, дежурный персонал ТЭС и энергообъектов обязан загрузить до допустимого
предела все генераторы и синхронные компенсаторы по реактивной мощности, а диспетчер ДЭС должен перераспределением активной мощности
ТЭС снизить перетоки по сечениям и транзитным связям, работающих в
предельных по загрузке режимах.
С целью прекращения возникших синхронных качаний на электростанции, оперативный персонал ТЭС должен самостоятельно разгружать по
активной мощности и загружать по реактивной мощности оборудование.
При возникновении синхронных качаний деление энергосистемы, ОЭС не
происходит.

9.5. Диспетчер ДЭС, при возникновении асинхронного хода и отказе автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР),должен по показаниям телесигнализации и при боров телеизмерения, опросом оперативного персонала установить центр качаний и дать распоряжение, не ожидая распоряжения диспетчера НЭК:

• снизить частоту в части энергосистемы, где она повысилась, путем разгрузки генераторов, а при резком повышении частоты и путем отключения генераторов, в зависимости от уровня повышения час-

тоты по разделу 5;
- повысить частоту в части энергосистемы, где она снизилась, путем мобилизации всех резервов активной мощности, а при необхо
димости, путем отключения потребителей, в соответствии с разделом 4;

• немедленно разгрузить транзиты по активной мощности путем максимальной аварийной разгрузки генераторов в избыточной по мощности части энергосистемы и мобилизацией резервов активной и реактивной мощности в дефицитной части энергосистемы;
• максимально возможно повысить напряжение на концах транзитов, по которым возник асинхронный ход, путем допустимой перегрузки генераторов по току ротора и статора.

При срабатывании устройств форсировки АРВ – не вмешиваться в их работу.

9.6. При асинхронном ходе отдельных ТЭС внутри энергосистемы или при
асинхронном ходе одного или группы генераторов относительно остальных, необходимо разгрузить эти ТЭС или генераторы за счет использования резервов мощности на других ТЭС, а при отсутствии резервов на ТЭС
системы, за счет использования пропускной способности межсистемных
связей, не превышая при этом установленной величины аварийнодопустимых перетоков.
В случае полного использования резервов на электростанциях и пропускной способности межсистемных связей, при аварийной разгрузке генераторов, потерявших устойчивость, производится отключение потребителей.
При невозможности прекратить асинхронный ход ТЭС или группы генераторов (отдельный генератор), вышедших из синхронизма, через 1-2
минуты после возникновения асинхронного хода должны быть отделены
от остальной энергосистемы с питаемой ими нагрузкой.
На ТЭС, где установлены блочные АЛАР, возникший асинхронный ход
нормально должен ликвидироваться автоматикой ликвидации асинхронного хода, которая производит отключение блока, вышедшего из синхронизма.

9.7. При нарушении устойчивости по межсистемным транзитам, возникший
асинхронный ход нормально должен ликвидироваться автоматикой АЛАР,
которая производит деление основной сети ОЭС Украины в точках, где
она установлена.
В случае отказа АЛАР дежурный персонал ТЭС и подстанций самостоятельно через 1-2 минуты производит отключение межсистемных транзитов
в местах установки АЛАР.

9.7.1. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Днепр через одну минуту

- на ЗАЭС присоединения ВЛ-750 кВ Южнодонбасская;
- на ПС Запорожская-750кВ присоединения ВЛ-750кВ Донбасская и
присоединения ВЛ-330кВ Кураховская ТЭС N1,2;
- на ПС Павлоград-330 кВ присоединения ВЛ-330 кВ
Красноармейская.
9.7.2. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Харьков через одну минуту
отключаются транзитные связи вручную:
- на ЗМГРЭС присоединения ВЛ-330 кВ Славянская ТЭС;
- на ПС Лозовская-330 кВ присоединения ВЛ-330 кВ Первомайская.
9.7.3. При асинхронном ходе по сечению Донбасс-Центр (Россия) через одну
минуту отключается вручную:
- на ПС Донбасская-750 кВ присоединение ВЛ-500кВ НВАЭС.

9.8. Если при длительности асинхронного хода более одной минуты отключения почему-либо не произведены, то эти же линии должны быть отключены с противоположных сторон через 2 минуты.

9.9. Аналогичные действия оперативный персонал энергосистемы должен
производить при возникновении асинхронного хода между отдельными
частями энергосистемы по линиям, на которых отсутствует АЛАР.

9.10.При асинхронном ходе деление производится из расчета сохранения в
отдельных частях после деления минимальных небалансов мощности.

10. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С ОТДЕЛЕНИЕМ ДОНБАССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ (ЧАСТИ) ОТ ОЭС УКРАИНЫ.

10.1.Отделение от ОЭС Украины может произойти в результате:

• понижения частоты ниже 49,0 Гц с остановом (переходом на нагрузку СН) АЭС Украины, создающих угрозу лавины частоты;
• отключения межсистемных и транзитных связей, входящих в загруженные сечения;
• глубокого понижения напряжения;
• неправильной работы защит и ПА, а также неправильного действия оперативного персонала;
• отказа выключателей или устройств РЗА при отключении токов КЗ;
• действия ПА при асинхронном ходе.

10.2.Допустимые по устойчивости перетоки мощности на межсистемных связях основной сети указаны в Приложении N2 Инструкции ОД-10.

10.3.Переход на работу с аварийно-допустимыми перетоками мощности разрешается осуществлять на время прохождения максимума нагрузки энергосистемы, но не более 40 минут, или на время, необходимое для ввода
ограничений потребителей.
Допустимость работы с вышеуказанными перетоками определяет диспетчер НЭК «Укрэнерго».

10.4.В целях предотвращения отделения (разделения) энергосистемы диспетчер ДЭС обязан контролировать нагрузку межсистемных транзитных
связей и внутрисистемных сечений и транзитов и принимать меры по
приведению перетоков мощности в соответствие с допустимыми величинами.

10.5.В результате аварийных отключений межсистемных (внутрисистемных)
транзитов в приемной энергосистеме (части) запасы статической устойчивости по активной мощности в послеаварийной схеме могут оказаться менее 20% (но не должны быть ниже 8%). Длительность таких послеаварийных режимов должна определяться временем, необходимым диспетчеру
для изменения режима путем принятия необходимых мер по разгрузке сечения и, как правило, не должна превышать 20 минут.

1. Общая часть.
1.1. Назначение и область применения.
1.2. Порядок организации работ при ликвидации аварий.
1.3. Общие положения по ликвидации аварий.
2. Порядок предотвращения и ликвидации аварий в единой и объединенных энергосистемах и энергосистемах, входящих в объединение и работающих изолированно (раздельно)
2.1. Понижение частоты электрического тока из-за недостатка мощности или энергоресурсов.
2.2. Повышение частоты электрического тока.
2.3. Отключение линий электропередачи или другого оборудования.
2.4. Понижение напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы..
2.5. Повышение уровней напряжения на оборудовании сверх допустимых значений.
2.6. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем, единой и объединенных энергосистем и электростанций.
2.7. Разделение единой, объединенных энергосистем, энергосистемы..
2.8. Перегрузки межсистемных и внутрисистемных транзитных связей.
3. Ликвидация аварий на линиях электропередачи.
3.1. Ликвидация аварий на системообразующих ВЛ..
3.2. Ликвидация аварий на ВЛ распределительных электрических сетей
3.3. Ликвидация аварий на кабельных линиях.
3.4. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены потребители.
3.5. Отключение ВЛ, к которым отпайками подсоединены генерирующие источники.
3.6. Работа ВЛ в неполнофазных режимах.
3.7. Полная потеря защит линий электропередачи.
4. Ликвидация аварий в главной схеме подстанций.
4.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
4.2. Обесточивание главных шин
4.3. Повреждение выключателей и разъединителей.
4.4. Автоматическое отключение СК..
5. Ликвидация аварий при замыкании на землю..
5.1. Замыкание на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов.
5.2. Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций.
6. Ликвидация аварий в главной схеме электростанций.
6.1. Аварии с силовыми трансформаторами (автотрансформаторами)
6.2. Обесточивание главных шин.
6.3. Повреждение выключателей.
6.4. Аварии с измерительными трансформаторами.
6.5. Аварии с разъединителями.
6.6. Выход генератора из синхронизма.
6.7. Аварии на оборудовании крупных энергоблоков с непосредственным охлаждением обмоток статора и ротора.
7. Ликвидация аварий в схеме СН электростанций.
7.1. Отключение источников питания СН..
7.2. Короткое замыкание на секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на ее присоединении.
7.3. Короткое замыкание на шинах щита 0,4 кВ..
7.4. Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций щита питателей пыли.
7.5. Исчезновение напряжения на щите постоянного тока аккумуляторной батареи.
7.6. Аварийные режимы на вспомогательных механизмах.
7.7. Отыскание замыкания на землю в электросети СН..
7.8. Исчезновение освещения.
8. Самостоятельные действия оперативного персонала.
8.1.Ликвидация аварий при отсутствии связи с диспетчером

Утверждена

Минхлебопродуктов СССР

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ПОПАДАНИЯ ПОСТОРОННИХ ПРЕДМЕТОВ В ПРОДУКЦИЮ ХЛЕБОПЕКАРНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Всем работающим на хлебопекарных предприятиях необходимо руководствоваться в повседневной работе нижеследующими правилами:

1. Общие положения

1.1. Все помещения хлебопекарного предприятия должны постоянно содержаться в чистоте.

1.2. В теплое время года все открытые проемы должны быть защищены металлической сеткой от мух.

1.3. Запрещается в производственных цехах, экспедициях и сырьевых складах хлебопекарных предприятий:

Ношение при себе булавок, иголок, бус, спичек, папирос и других посторонних предметов;

Курение;

Нахождение без спецодежды или санодежды;

Хранение на рабочих местах посторонних предметов и продуктов питания, а также принятие пищи;

Хранение стеклянной посуды.

На предприятиях должно быть выделено специальное место (комната или часть производственного помещения) для принятия пищи, оборудованное столом, стульями, шкафом и умывальником.

2. Порядок прохода на территорию и в производственные

цехи предприятий хлебопекарной промышленности

2.1. Вход на территорию хлебопекарных предприятий разрешается через проходной пункт только по пропускам, выданным предприятием или вышестоящей организацией.

2.2. При выдаче разового пропуска по разрешению администрации предприятия необходимо требовать от посетителя предъявления документа, удостоверяющего личность.

Посетитель при уходе с предприятия обязан возвратить пропуск с отметкой о посещении.

2.3. В корешке пропуска записывается: фамилия посетителя, организация, в которой он работает, часы и минуты выдачи пропуска, часы и минуты ухода посетителя.

2.4. Директор предприятия устанавливает круг лиц, которые имеют право делать отметки на пропусках.

Образцы подписей этих лиц с формой пропуска хранятся на контрольно-проходном пункте.

2.5. Рабочие и служащие проходят на предприятия по постоянным пропускам с фотокарточками. Для работающих в смене на пропуске указывается номер бригады.

2.6. Лица, не имеющие отношения к работе, не должны находиться в цехе.

2.7. Посещение цехов посторонними лицами допускается только в сопровождении административно-технического персонала.

2.8. В нерабочее время все двери в цехах должны быть закрыты на замок.

2.9. На пекарнях, где отсутствуют проходные пункты и не установлены дежурства вахтеров, наружная входная дверь обеспечивается звуковой сигнализацией и в промежутках между сменами бригад должна быть закрыта на замок. Бригадир (мастер), работающий в смене, является:

а) ответственным за присутствие на предприятиях посторонних лиц;

б) хранителем ключей от всех входных дверей на предприятии, которые должны быть на замках.

Порядок, предусмотренный пунктами 2.1 - 2.5, на эти пекарни не распространяется.

Примечание. Закрытие всех входов, ведущих в цехи предприятия, должно быть обязательно согласовано с пожарно-сторожевой охраной предприятия.

3. Приемка и хранение муки и вспомогательного сырья

3.1. Приемка и хранение муки и вспомогательного сырья производится в соответствии с требованиями, изложенными в документе "Правила организации и ведения технологического процесса на хлебопекарных предприятиях".

3.2. При поступлении муки в рваной таре муку необходимо складировать в отдельный штабель и не расходовать до тщательного ее анализа лабораторией.

3.4. Смет и отходы должны храниться в отдельном помещении от основного и подсобного сырья. Хранение смета и отходов в мучном складе воспрещается.

3.5. Ответственность за выполнение правил приемки и хранения муки и сырья возлагается на заведующих складами и кладовщиков.

3.6. Соль, сахар, дрожжи, масло и другие продукты должны храниться в специальных складских помещениях.

3.7. Жир, соль и сахар должны расходоваться только в растворенном и процеженном виде.

Примечание. В изделия, где сахар и соль по технологическому процессу необходимо дозировать в сухом виде, последние просеиваются и пропускаются через магниты.

4. Мукопросеивательное отделение

4.1. Перед засыпкой муки в завальные ямы мешки необходимо обметать снаружи щеткой. Нож для резки сшивки и щетка должны находиться на цепочке или ремне, закрепленными около завальных ям.

4.2. Опорожненные мешки выворачиваются наизнанку и тщательно вытряхиваются за горловину.

4.3. После засыпки муки в завальную яму шпагат (сшивка и бумажная маркировка от мешкотары) укладываются в специальные ящики.

Освобождение ящика от сшивок производится по мере его заполнения.

4.5. При обнаружении в муке посторонних предметов начальником смены или мастером составляется акт, в котором указывается номер мельницы, партии, дата выбоя и отпуска муки.

Без ведома лаборатории эта мука не может быть пущена в производство.

4.6. Перед началом работы оператор совместно со сменным слесарем осматривает сита всех просеивательных агрегатов и при обнаружении в них дефектов немедленно принимает меры к устранению, ставя в известность мастера или начальника смены. Работа на данных агрегатах может производиться только после исправления дефектов с разрешения мастера или начальника смены.

4.7. Просеивательный агрегат, силосы и самотаски после ремонта не могут быть пущены в эксплуатацию без ведома мастера или начальника смены, который вместе с дежурным механиком или слесарем должны тщательно проверить качество ремонта, исправность оборудования, отсутствие в нем посторонних предметов.

4.8. При обнаружении щелей в трубах и головках норий просеивательных агрегатов щели следует немедленно зашпаклевать.

4.9. Очистка сит просеивательных машин должна производиться сменным слесарем 1 раз в сутки, а всех мукопросеивательных линий 1 раз в 10 дней по утвержденному графику.

4.10. Засыпщик или силосница во время смены проверяют сходы от просеивателей и в случае обнаружения большого количества посторонних предметов ставят в известность начальника смены или мастера для принятия необходимых мер.

4.11. Рабочее место засыпщика должно быть организовано так, чтобы был свободный доступ к смесителю или завальной яме.

4.12. Коробки подбуратных шнеков должны быть железными и разъемными, а крепления - уплотняющими.

4.13. Все крышки шнеков и буратов должны быть закрыты наглухо барашками с нажимными планками.

4.14. Доступ к силосам и течкам, распределительным и питательным шнекам, контрольным просеивателям разрешается не иначе как с ведома работающего у силосов или сменного слесаря.

4.15. Необходимо постоянно производить тщательный осмотр состояния силосов, течек, распределительных и питательных шнеков, контрольных просеивателей и буратов. Осмотр производит сменный слесарь или механик (при отсутствии их - бригадир).

4.16. Для просеивания муки должны применяться проволочные сита N 2,8 - 3,5 по ГОСТ 3924-74.

4.17. Смотровые окна на течках самотасок и силосов, крышки распределительных шнеков и контрольных просеивателей должны быть закрыты на зажимах.

Рабочий у силосов обязан следить за тем, чтобы все крышки от смотровых окон, распределительных шнеков и контрольных просеивателей были закрыты. Проверка, чистка и ремонт указанного оборудования производится с ведома заведующего производством и рабочего у силосов.

4.18. При бестарной приемке и хранении муки необходимо соблюдать следующие условия:

а) запрещается присутствие лиц, непосредственно не связанных с работой бестарного склада;

б) приемные устройства в период отсутствия разгружающих муководов должны быть постоянно закрыты, приемные гибкие рукава убраны в помещение;

в) перед подключением муковоза к приемным устройствам ответственное лицо обязано тщательно произвести осмотр внутреннего содержания выпускного патрубка муковоза, а также сохранность пломб на загрузочных люках муковозов;

г) воздушные фильтры на силосах и бункерах должны быть в исправном состоянии и очищаться не менее 1 раза в сутки. Все лазы и люки на бункерах и силосах должны надежно закрываться. Запрещается направление муки в производство, минуя магнитоуловители;

д) пребывание технического и ремонтного персонала, вызываемого для ликвидации аварий или ведущего ремонтные работы, и все происшествия в период смены должны фиксироваться ответственным лицом в специально заведенном журнале с указанием: кто, в какое время и по каким причинам посещал склад;

е) после проведения ремонта и очистки мукопроводов, переключателей, питателей, бункеров и силосов обязательно производить осмотр оборудования с тем, чтобы не оставалось в нем инструмента, деталей, щеток и пр.

5. Производственные цехи

5.2. По окончании смены тестомес обязан произвести полную уборку тестоприготовительного агрегата или тестомесильной машины с подкатными дежами.

5.3. Скребки и сметки следует хранить в специально отведенном месте. Использование для уборки в производстве непрошитых волосяных сметок или щеток запрещается.

5.4. При пуске после ремонта тестоприготовительных агрегатов, опрокидывателей и делительных машин необходимо осматривать, нет ли посторонних предметов во всех емкостях. Первые куски при делении теста относить к санитарному браку.

5.5. Тесто, возвращенное в бункер с транспортеров, надо подвергать тщательному осмотру.

5.6. Для проверки веса готовых изделий следует применять циферблатные весы, а при отсутствии их - настольные, при сдаче-приеме смены необходимо проверять наличие гирь.

5.7. Обязательно осматривать секции форм, листы и расстоечные доски перед загрузкой их сформованным тестом в целях предотвращения попадания посторонних предметов и нагара.

5.8. При обнаружении постороннего предмета в полуфабрикате (опаре, тесте, жидких дрожжах) или готовой продукции полуфабрикат и готовую продукцию задерживают и об этом немедленно сообщают мастеру или начальнику смены для принятия мер.

5.9. Перед посадкой хлеба необходимо удалить с пода остатки сгоревшей муки и корок.

5.10. Материал для смазывания форм и листов (промышленные отходы, марля и др.) должен выдаваться начальником смены или бригадиром работающему непосредственно на участке под расписку.

5.11. При обнаружении на тесте пятен смазочных материалов надо немедленно ставить в известность мастера, начальника смены и дежурного слесаря для принятия мер.

5.12. Производственные рабочие с бинтовыми повязками на руках, занятые на разделке, имеющие дело с мукой и тестом, не допускаются к работе в цехе и используются на подсобных работах.

5.13. Водонаборную вышку, баки горячей и холодной воды необходимо держать закрытыми, ключи от помещений хранить у дежурного слесаря и механика завода.

5.14. У тестоделительных машин со шнековым нагнетанием, в мочкопротирочных машинах, в мундштуках должны быть установлены сетки.

5.15. Деревянные ящики, используемые для производственных целей, должны быть изготовлены на клею, а не на гвоздях.

5.16. Выдаваемый в пользование рабочим мелкий инвентарь подлежит учету.

5.17. Экскурсантам, посещающим предприятие, запрещается прикасаться к полуфабрикатам и готовой продукции.

6. Механические мастерские

6.1. Механику завода после ремонта оборудования до пуска его в эксплуатацию необходимо проверять качества ремонта и остатки технических материалов, ни в коем случае не допуская оставления инструмента и других излишних предметов в цехах.

6.2. Во время выполнения мелкого ремонта необходимо пользоваться переносной ширмой, а при капитальном ремонте заранее обеспечивать место работы соответствующими ограждениями.

6.3. Хранение необходимого комплекта инструментов, смазочных и обтирочных материалов разрешается только в специально отведенном шкафу под замком в комнате дежурного слесаря.

6.4. Разбитые в рамах окон стекла следует немедленно заменять новыми, после чего производить тщательную уборку в присутствии заведующего производством или начальника смены.

6.5. Дежурным слесарям следует выдавать инструмент под расписку.

6.6. Запрещается окрашивать оборудование и емкости свинцовыми белилами, суриком и допускать в употребление луженую посуду без анализа санэпидемстанции.

6.7. Электролампы во всех производственных цехах, а также в экспедициях и мучных складах должны быть в плафонах; плафоны должны быть пронумерованы.

На предприятии должен быть учет электроламп, плафонов, термометров (у печей и в водяных бачках) и всего другого стеклянного инвентаря. Учет электроламп, плафонов и пр. электроаппаратуры ведут сменные электромонтеры, на каждый случай боя лампы или плафона составляется акт. Термометры учитываются и передаются из смены в смену начальниками смен или бригадирами с отметкой в журнале учета стекла.

6.8. Ежемесячно дежурные слесари и электромонтеры обязаны проверять прочность крепления деталей машин, болтов, гаек, шайб во всех машинах и агрегатах.

7. Лаборатория

7.1. Производственная лаборатория ведет учет всего лабораторного инвентаря, посуды и реактивов.

Стеклянная посуда, как и весь инвентарь для цеховой лаборатории, выдается сменным технологом лаборантам под расписку. При выдаче термометров, ареометров, денсиметров указываются их номера.

7.2. Термометры для измерения температуры теста должны быть в соответствующей оправе.

7.3. На производственных участках запрещается пользоваться стеклянной посудой.

Пробы для анализов отбирать только в небольшую металлическую посуду.

7.4. При обнаружении металлических примесей сверх установленных норм в муке, соли, сахарном песке, маке и прочем сырье составляются акты и эти продукты в производство не допускаются.

7.5. Сильно действующие химические реактивы хранить в закрытом шкафу под пломбой. На всех реактивах должны быть четкие надписи содержимого.

Ответственность за сохранность химических реактивов несет заведующий лабораторией.

7.6. Для лабораторного контроля за ведением технологического процесса выделяется отдельное помещение в цехах.

7.7. На битую посуду, термометры, ареометры, денсиметры и другое стекло в каждом отдельном случае составляется акт в присутствии заведующего лабораторией, начальника смены или бригадира. На основании акта стекло уничтожается.

8. Инвентарь и инструмент

8.1. На каждом предприятии должна быть установлена номенклатура инвентаря с указанием цеха и места, где этот инвентарь должен храниться. Весь инвентарь должен соответственно маркироваться.

Для каждого цеха и рабочего места должен быть установлен список инвентаря (скребки, сметки, ведра и др.). Инвентарь в сменах должен передаваться из смены в смену и по мере его износа заменяться другим. Ответственность за наличие и состояние рабочего инвентаря возлагается на заведующего производством предприятия.

8.2. Слесарный инструмент хранится в цехе в специально отведенном месте в железном ящике под замком и передается из смены в смену.

8.3. Транспортирование съемных хлебных форм к делительным машинам должно производиться в опрокинутом виде.

9. Учет и содержание стекла на производстве

9.1. За состояние окон в производственных цехах отвечает заведующий производством, в экспедиции - начальник экспедиции, в мучном складе - заведующий складом.

9.2. Оконные стекла осматриваются: начальником смены, бригадиром, мастером - каждую смену при обходе цехов, по экспедиции - начальником экспедиции, по мучному складу - сменным кладовщиком. О результатах осмотра делается отметка в книге приемки смен (в особой графе). В цехах не должно быть разбитых стекол.

9.3. Приемка электроаппаратуры производится ежесменно сменным электромонтером, а при отсутствии его - слесарем с соответствующей отметкой в журнале.

9.4. Вся стеклянная электроосветительная арматура в цехах должна быть обеспечена предохраняющими устройствами. Запрещается применение марли или частой сетки, затемняющей помещение.

9.5. Термометры, ареометры, денсиметры, стеклянная посуда и весь инвентарь цеховой лаборатории передается сменными технологами с соответствующей отметкой в специальном журнале.

Стекло электроарматуры должно иметь приспособление из проволоки, предохраняющее его от падения.

Вся стеклянная арматура, имеющаяся в цехах, записывается механиком или электромонтером в журнал, где регистрируются все факты замены этой арматуры.

10. Места установки магнитного заграждения

10.1. Магниты должны быть установлены в доступных для осмотра местах.

10.2. Подъемная сила магнитов должна быть 8 - 10 кг на 1 кг магнита и проверяться не реже одного раза в декаду.

10.3. Магниты зачищаются каждую смену дежурным слесарем и в присутствии сменного технолога (лаборанта), сбор с магнитов укладывается в особый пакет и сдается в лабораторию.

10.4. В зависимости от характера металлопримесей, уловленных магнитом, работниками дежурной группы совместно с начальником смены или бригадиром принимаются соответствующие меры (ремонт просеивательного оборудования, прекращение подачи муки данной партии).

10.5. Сбор с магнитов ежедневно проверяется главным механиком и заведующим лабораторией.

11. Дезинфекция, дезинсекция и дератизация

Дезинфекция, дезинсекция и дератизация проводятся по заводу регулярно работниками дезбюро.

Всякая дезинфекция цехов и оборудования предприятия производится под наблюдением заведующего производством и санитарного врача. На пекарнях - под наблюдением директора пекарни.

12. Переработка хлеба

12.1. Продукция, направляемая в переработку, должна тщательно проверяться. Не допускается в переработку хлеб с горелыми корками, грязный, плесневелый, с посторонним запахом и включениями.

12.2. Поступающая в переработку сухарная мука должна пропускаться через магниты.

13. Хранение готовой продукции

13.1. Готовая продукция должна храниться в экспедиции в лотках или на стеллажах в соответствии с правилами хранения и перевозки хлеба и хлебобулочных изделий (ГОСТ 8227-56). Лотки и полки должны быть в исправном состоянии.

13.2. Продукция, возвращенная из торговой сети (черствый хлеб и др.), должна тщательно проверяться. Не допускается прием хлеба загрязненного, с посторонними включениями, посторонним запахом, плесневелого и с другими дефектами, исключающими возможность переработки хлеба.

13.3. Забракованная или возвращенная из торговой сети продукция должна храниться в специально отведенном месте.

14. Ответственность за соблюдение Инструкции

14.1. Ответственность за соблюдение Инструкции в целом по предприятию возлагается на директора предприятия, по участкам - на начальников участков.

14.2. Общее руководство организацией инструктажа по выполнению Инструкции и контролю за его проведением возлагается на главного инженера предприятия, а там, где его нет, - на директора предприятия.

14.3. Инструктаж проводится со вновь поступающими рабочими и повторный инструктаж со всеми работающими не реже одного раза в год.

14.4. При проведении всех видов инструктажа должен быть заведен журнал, в котором работающий, получивший инструктаж, расписывается о получении инструктажа с отметкой даты.

В соответствии с настоящей Инструкцией каждое предприятие применительно к местным условиям должно разработать мероприятия в целях предотвращения попадания посторонних предметов в продукцию.

Ассоциация содействует в оказании услуги в продаже лесоматериалов: по выгодным ценам на постоянной основе. Лесопродукция отличного качества.