Региональные руководства по обслуживанию

Утверждена

Распоряжением ОАО «РЖД»

от 26 октября 2017 г. N 2185р

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ

ОБЪЕКТОВ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОЙ ЭЛЕКТРОСВЯЗИ

ОАО «РОССИЙСКИЕ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ»

1. Содержание

1. Содержание

2. Основные термины и определения

3. Принятые сокращения

4. Область применения

5. Основные положения

6. Виды технического обслуживания

7. Порядок определения вида технического обслуживания

8. Методы технического обслуживания объектов железнодорожной электросвязи

9. Организация технического обслуживания и ремонта объектов железнодорожной электросвязи

10. Обеспечение технологической документацией объектов железнодорожной электросвязи

11. Планирование работ по техническому обслуживанию объектов железнодорожной электросвязи

12. Организация проверки параметров и ремонта объектов железнодорожной электросвязи

13. Учет и контроль выполнения работ по техническому обслуживанию объектов железнодорожной электросвязи

14. Обязанности производственного персонала

15. Транспортные происшествия, стихийные бедствия

16. Список использованной литературы

Приложение N 1. Форма для регистрации результатов контрольной оценки технического состояния объектов

2. Основные термины и определения

Аутсорсинг — способ оптимизации деятельности филиалов за счет концентрации усилий на осуществлении основных видов деятельности и передачи выполнения отдельных видов работ (услуг) специализированным организациям (индивидуальным предпринимателям) на договорной основе.

Гарантийное (послегарантийное) обслуживание (средств железнодорожной электросвязи) — комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на поддержание работоспособности, надежности и безотказности применения средств железнодорожной электросвязи, выполняемых предприятием-изготовителем или сервисными центрами, в течение (после истечения) гарантийного срока эксплуатации средства железнодорожной электросвязи [9].

Железнодорожная линия — технологический комплекс, включающий в себя железнодорожные пути, железнодорожные станции с полосой отвода и совокупность устройств железнодорожного электроснабжения, железнодорожной автоматики и телемеханики, железнодорожной электросвязи, здания, строения, сооружения, устройства и оборудование, обеспечивающие функционирование этого комплекса и безопасное движение железнодорожного подвижного состава.

Карта технологического процесса (КТП) — эксплуатационный документ, устанавливающий для определенного объекта технического обслуживания порядок и объем проведения регламентных работ по техническому обслуживанию и ремонту, включая методики проверок, измерений и регулировок, необходимых для поддержания работоспособного состояния данного объекта.

Класс железнодорожной линии — определяется на основании сочетания грузонапряженности и скорости движения поездов.

Контроль технического состояния — процесс проверки соответствия значений параметров устройств, объектов установленным требованиям или нормам.

Корректирующее (восстановительное) техническое обслуживание — техническое обслуживание ОТЭ, выполняемое после обнаружения отказа объекта технической эксплуатации и направленное на его восстановление до состояния, когда параметры качества объекта технической эксплуатации находятся в пределах установленных допусков [9].

Коэффициент технической готовности услуги — показатель, характеризующий вероятность того, что запрашиваемая услуга сети связи будет предоставлена в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых использование данной услуги не предусматривается.

Коэффициент технической готовности объекта — отношение времени нахождения объекта в работоспособном состоянии к общей продолжительности эксплуатации в заданном интервале времени, включая все виды технического обслуживания и ремонта [10].

Малоинтенсивные (малодеятельные) участки — участки железнодорожных линий с суммарными размерами движения пассажирских и грузовых поездов по графику не более 8 пар в сутки.

Метод технического обслуживания (объекта) эксплуатационным персоналом — метод выполнения технического обслуживания персоналом, работающим на данном ОТЭ, при использовании его по назначению [9].

Метод технического обслуживания (ремонта) — совокупность технологических и организационных правил выполнения операций технического обслуживания (ремонта) [2].

Метод технического обслуживания специализированной организацией — метод выполнения технического обслуживания организацией, специализированной на операциях технического обслуживания [9].

Надежность — свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

Неплановый ремонт — ремонт, постановку на который осуществляют без предварительного назначения [2].

Неработоспособное состояние — состояние ОТЭ, при котором он не способен выполнить требуемую функцию по любой причине [9].

Объект электросвязи — оборудование электросвязи или его компоненты, которые можно рассматривать в отдельности. Объект электросвязи может состоять из технических средств, программных средств или их сочетания [1].

Объект технической эксплуатации (ОТЭ) — средство, сооружение, сеть, система железнодорожной электросвязи или составная часть средства железнодорожной электросвязи [9].

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта электросвязи или объекта технической эксплуатации [7].

Периодичность технического обслуживания (ремонта) — интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта) и последующим таким же видом или другим большей сложности [2].

План-график — форма плана работ по техническому обслуживанию, объединяющая нормированный набор работ и время на их выполнение.

Плановый ремонт — ремонт, постановку на который осуществляют в соответствии с требованиями нормативной и технической документации [9].

Работоспособное состояние — состояние ОТЭ, при котором он способен выполнить требуемую функцию при условии, что предоставлены необходимые внешние ресурсы.

ОТЭ в одно и то же время может находиться в работоспособном состоянии для выполнения некоторых функций и в неработоспособном состоянии для выполнения других функций [9].

Регламентированное техническое обслуживание — техническое обслуживание ОТЭ, предусмотренное в нормативной и технической документации и выполняемое с периодичностью и в объеме, установленными в ней, независимо от технического состояния ОТЭ в момент начала технического обслуживания. Регламентированное техническое обслуживание представляет собой комплекс регламентных работ [9].

Резерв — совокупность дополнительных средств и (или) возможностей, используемых для резервирования [3].

Резервирование — способ обеспечения надежности объекта за счет использования дополнительных средств и (или) возможностей сверх минимально необходимых для выполнения требуемых функций [3].

Ремонт (объекта) — комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей [2].

Ремонтные подразделения ЦСС — подразделения Центральной станции связи — филиала ОАО «РЖД», занимающиеся ремонтом объектов электросвязи [6].

Ремонт по техническому состоянию — ремонт, необходимость которого определяется по результатам мониторинга и (или) в ходе выполнения ТО.

Система мониторинга и администрирования (сетью железнодорожной электросвязи) — программно-технический комплекс управления и контроля сетевыми элементами и сетью, обеспечивающий функционирование сети с нормируемым качеством, эффективное использование всех ее ресурсов в интересах пользователей и других сетей, предупреждение отказов и сокращение времени восстановления при их возникновении, повышение производительности труда обслуживающего персонала [9].

Система технического обслуживания и ремонта — совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества ОТЭ [9].

Средство диагностики — аппаратные средства и (или) специализированное программное обеспечение, с помощью которых осуществляют диагностирование [9].

Технико-нормировочная карта (ТНК) — вид документа специального назначения, который предназначен для разработки расчетных данных к технологической операции по нормам времени (выработки), описания выполняемых приемов.

Техническое обслуживание (ТО) — комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности ОТЭ при использовании его по назначению, хранении и транспортировании [9].

Технический паспорт — документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, а также сведения о сертификации и утилизации изделия.

Технологическая сеть связи — сеть связи, предназначенная для обеспечения производственной деятельности организаций, управления технологическими процессами в производстве [5].

Технологическое нарушение — действие или бездействие оперативного персонала в нарушение требований действующих нормативных актов федерального органа исполнительной власти в области железнодорожного транспорта, правил, инструкций и иных нормативных документов ОАО «РЖД», которое явилось причиной задержки поезда, при исправно действующих технических средствах [8].

Услуга — деятельность ЦСС от лица ОАО «РЖД» или иного оператора связи по обеспечению подключения к сети приема, обработки, хранения, передачи сообщений электросвязи.

Управляемое техническое обслуживание — техническое обслуживание ОТЭ, выполняемое путем систематического применения методов анализа состояния ОТЭ с использованием средств контроля рабочих характеристик ОТЭ, управления качеством передачи и устранением неисправностей и направленное на сведение к минимуму периодического технического обслуживания и сокращение корректирующего технического обслуживания [9].

Фактор, определяющий режим регламентных работ — условия, характеризующие техническое состояние объекта или влияние окружающей среды на его работоспособность. Фактор может иметь как положительное значение (+Ф), позволяющее уменьшить интервал времени между работами, так и отрицательное (-Ф), позволяющее увеличить интервал времени между ними.

Электросвязь — любые излучения, передача или прием знаков, сигналов, голосовой информации, письменного текста, изображений, звуков или сообщений любого рода по радиосистеме, проводной, оптической и другим электромагнитным системам [9].

Эксплуатация — стадия жизненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество. Эксплуатация изделия включает в себя в общем случае использование по назначению, транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт [4].

3. Принятые сокращения

ГТП — график технологического процесса

ЕСМА — Единая система мониторинга и администрирования сети связи

КТП — карта технологического процесса

ЛР ГТП — лист регистрации графика технологического процесса

ЛР И — лист регистрации «Инцидент»

ЛР ЗИ — лист регистрации «Запрос на изменение»

ЛР РО — лист регистрации «Руководящее обращение»

МАВР — место аварийно-восстановительных работ

НВ — норма времени

НС — дирекция связи

ОАО «РЖД» — открытое акционерное общество «Российские железные дороги»

ПТЭ — Правила технической эксплуатации железных дорог Российской Федерации

РВБ — ремонтно-восстановительная бригада

РЦС — региональный центр связи

СЦБ — сигнализация, централизация и блокировка

ТНК — технико-нормировочная карта

ТУ — технические условия

ЦСС — Центральная станция связи — филиал ОАО «РЖД»

ЦТО — производственный участок мониторинга и диагностики сети связи

ЦТУ — отдел технического управления сети связи

ЦУТСС — Центр управления технологической сетью связи

ЭЦ — электрическая централизация

4. Область применения

Настоящая Инструкция устанавливает основные положения и порядок организации системы технического обслуживания и контроля выполнения работ по техническому обслуживанию объектов железнодорожной электросвязи, а также методы ремонта объектов электросвязи в сетях связи ОАО «РЖД», с целью обеспечения их безотказности и готовности к использованию. Инструкция предназначена для применения персоналом ЦСС и его структурных подразделений, другими филиалами и структурными подразделениями ОАО «РЖД», связанными с техническим обслуживанием и ремонтом объектов электросвязи ОАО «РЖД».

Выполнение требований настоящей Инструкции обязательно для всех работников, связанных с техническим обслуживанием и ремонтом объектов электросвязи ОАО «РЖД».

Порядок использования настоящей Инструкции сторонними организациями определяется в договорах.

5. Основные положения

5.1. Техническое обслуживание объектов железнодорожной электросвязи осуществляется, как правило, структурными подразделениями ЦСС.

5.2. Структура и технологическое оснащение подразделений ЦСС должны обеспечивать выполнение необходимых работ по техническому обслуживанию объектов электросвязи.

5.3. Выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов электросвязи, контролю их технического состояния производят старшие электромеханики, электромеханики, электромонтеры, инженеры и электроники в порядке, предусмотренном действующими нормативными и технологическими документами.

5.4. В целях обеспечения бесперебойной работы объектов электросвязи, в том числе для оперативности устранения нарушений штатного режима в работе технических средств, повышения эффективности использования рабочего времени, работникам подразделений ЦСС могут устанавливаться круглосуточное дежурство, дежурство на дому или на рабочем месте с соблюдением требований действующих нормативно-правовых актов.

5.5. Работники ЦСС при выполнении служебных обязанностей имеют право:

требовать прекращения производства земляных и других работ, выполняемых без согласования с подразделениями ЦСС или выполняемых с нарушением действующих норм и правил, в случаях возникновения риска нарушения работоспособного состояния технических средств железнодорожной электросвязи или при возникновении угрозы травмирования персонала или граждан;

находиться при исполнении служебных обязанностей на территории железнодорожных станций, на мостах, в тоннелях, на других искусственных сооружениях в служебных и технических зданиях и на других объектах, где расположены устройства железнодорожной электросвязи;

пользоваться оперативно-технологической связью;

следовать в кабине тягового подвижного состава, моторвагонного подвижного состава и специального самоходного подвижного состава при наличии соответствующих разрешительных документов для организации связи с местом аварийно-восстановительных работ, предоставления связи при производстве аварийных «окон», проверки исправности действия поездной радиосвязи.

5.6. Отдельные виды технического обслуживания объектов электросвязи могут выполняться специализированными организациями по договору (в т.ч. на принципах аутсорсинга). В данном случае порядок организации технического обслуживания объектов электросвязи, порядок допуска на объекты железнодорожного транспорта их представителей, определяется в договоре на основании действующих норм и правил.

В договоре должны быть установлены требования к знаниям специалистами специализированных сторонних организаций Правил технической эксплуатации железных дорог Российской Федерации, других нормативных документов, регламентирующих вопросы обеспечения безопасности при технической эксплуатации объектов электросвязи.

5.7. К работе по техническому обслуживанию допускается электротехнический персонал, знающий технологию выполнения работ и обладающий необходимыми навыками, прошедший обучение и проверку знаний правил по охране труда и электробезопасности, в соответствии с действующими в подразделении нормативными документами.

5.8. Ремонт объектов электросвязи может осуществляться специалистами как структурных подразделений ЦСС, так и специализированными организациями на договорной основе.

5.9. Ремонт объектов электросвязи должен проводиться специалистами, владеющими технологией выполнения работ и обладающими навыками, необходимыми для выполнения этих видов работ, прошедшими соответствующее обучение, а также обеспеченными оборудованием, необходимыми средствами механизации и измерений.

5.10. Допуск специалистов специализированных организаций в рамках договорных обязательств на обслуживание объектов электросвязи, а также их сопровождение при проведении работ обеспечивается структурными подразделениями ЦСС.

5.11. В процессе организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов электросвязи должны выполняться требования Правил технической эксплуатации железных дорог Российской Федерации и других нормативно-правовых документов Российской Федерации, ОАО «РЖД», ЦСС.

6. Виды технического обслуживания

6.1. В зависимости от влияния отдельных объектов электросвязи на обеспечение безопасности движения поездов, бесперебойности процесса перевозок и других технологических процессов в ОАО «РЖД», требуемого качества предоставленных телекоммуникационных услуг, а также классности железнодорожных линий, в хозяйстве связи устанавливаются следующие виды технического обслуживания:

регламентированное техническое обслуживание;

управляемое техническое обслуживание;

корректирующее (восстановительное) техническое обслуживание.

6.2. Регламентированное техническое обслуживание.

Регламентированное техническое обслуживание осуществляется с единой периодичностью проведения регламентных работ для однотипных ОТЭ.

Центральной станцией связи формируется и утверждается Перечень основных работ при регламентированном техническом обслуживании с указанием периодичности их проведения.

При планировании и выполнении работ должна, по возможности, применяться комплексная технология, предусматривающая проведение всех технологически совместимых операций в один рабочий день, смену, с учетом установленной периодичности.

Периодичность технического обслуживания при регламентированном техническом обслуживании устанавливается: ежедневно, 1 раз в неделю, 1 раз в 2 недели; 1 раз в 4 недели; 1 раз в 3 месяца; 1 раз в 6 месяцев; 1 раз в год и реже.

Основными видами работ при регламентированном техническом обслуживании объектов электросвязи являются:

диагностирование параметров для определения их предотказного состояния на основе информации от систем дистанционного мониторинга;

проверка и оценка технического состояния с помощью средств внутренней диагностики, при отсутствии возможности дистанционного мониторинга;

тестирование операционных систем, программных продуктов, работоспособности средств антивирусной защиты;

измерение параметров, характеристик, настроек и приведение их к установленным технической документацией нормам;

планово-профилактическая замена элементов на новые или отремонтированные и проверенные установленным порядком;

осмотр, регулировка, чистка, замена некоторых составных частей оборудования, проверка крепления болтовых соединений, покраска, проверка исправного действия.

Современные цифровые технологии позволяют реализовать техническое обслуживание централизованным, дистанционным способом, при котором большинство задач эксплуатации и технического обслуживания выполняется персоналом, сосредоточенным в одном объединенном техническом центре, с использованием программных и аппаратных средств.

6.3. Управляемое техническое обслуживание.

Управляемое техническое обслуживание предусматривает проведение отдельных регламентных работ в виде контрольных проверок для оценки технического состояния объекта, а также работ, непосредственно влияющих на надежность оборудования. Анализ контроля технического состояния объекта связи может быть проведен средствами систем мониторинга по данным диагностированных параметров.

Необходимый набор регламентных работ из общего перечня работ, определенного сборниками ТНК, КТП объекта, и периодичность их проведения определяется дирекциями связи с учетом местных условий эксплуатации объекта, анализа статистики сбоев и отказов работы объекта за предыдущие периоды, требований к качеству предоставляемых услуг на участке.

Критерием перехода на управляемое техническое обслуживание является сравнительный анализ показателей коэффициента технической готовности участка сети связи (допустимого, проектируемого, фактического), определенного в соответствии с методологией Управления Ресурсами, Рисками и Надежностью технических средств на этапах жизненного цикла (УРРАН) в хозяйстве связи ОАО «РЖД» [12].

Управляемое техническое обслуживание является основным видом технического обслуживания на скоростных и высокоскоростных линиях [11].

6.4. Корректирующее (восстановительное) техническое обслуживание.

Корректирующее техническое обслуживание проводится после нарушения работоспособности объекта в соответствии с регламентом работы ЦУТСС-ЦТУ-ЦТО «Управление Инцидентами». Регулярные регламентные работы при данном виде технического обслуживания не проводятся.

7. Порядок определения вида технического обслуживания

7.1. Для определения вида технического обслуживания проводится ежегодная комиссионная оценка технического состояния объекта и влияния объекта на качество предоставляемых услуг с участием начальника производственного участка, старшего электромеханика, электромеханика, инженера ЦТО. По результатам проведенной оценки определяется возможность перехода с регламентированного технического обслуживания на другой вид технического обслуживания.

7.2. При переходе на управляемое техническое обслуживание определяется набор регламентных работ, необходимый для поддержания объекта в работоспособном состоянии. Периодичность проведения данных работ может быть изменена с учетом факторов, определяющих условия эксплуатации и надежность объекта. Перечень факторов определяется и утверждается Центральной станцией связи.

7.3. Переход на корректирующее техническое обслуживание объекта может быть осуществлен на основании одного из критериев:

наличие систем удаленного мониторинга, диагностики, управления и конфигурирования;

наличие резервирования, обеспечивающего бесперебойное предоставление подразделениям ОАО «РЖД» услуг при нарушении штатного режима работы объекта;

размещение оборудования на месте базирования РВБ;

малоинтенсивные (малодеятельные) участки железнодорожных линий;

отказы оборудования не приводят к нарушению безопасности движения поездов и бесперебойности процессов перевозок.

7.4. Результаты проведенной оценки технического состояния ОТЭ оформляются членами комиссии по форме, приведенной в Приложении N 1.

По результатам оценки технического состояния объекта, проведенной до 15 октября года, предшествующего планируемому, составляется акт с обоснованием выбора вида технического обслуживания. Акт утверждается начальником регионального центра связи и направляется в дирекцию связи.

По решению начальника дирекции связи, оценка технического состояния объекта для перехода на другой вид технического обслуживания может проводиться и ранее.

В дирекции связи формируется сводный перечень объектов, для которых осуществляется переход с регламентированного технического обслуживания, а также перечень необходимых работ при переходе на управляемое техническое обслуживание, с указанием их периодичности.

Сформированные перечни с указанием экономической эффективности предоставляются установленным порядком для рассмотрения в ЦСС не позднее 30 октября года, предшествующего планируемому. В течение 7 рабочих дней после поступления документов рабочая группа, создаваемая в ЦСС под председательством заместителя генерального директора, курирующего вопросы эксплуатации объектов железнодорожной электросвязи, рассматривает поступившие документы и принимает решение о согласовании или доработке представленных перечней.

После согласования ЦСС перечень объектов, для которых осуществляется переход с регламентированного ТО, и набор работ при управляемом ТО, утверждается начальником дирекции связи.

Утвержденные перечни являются основанием для разработки планов-графиков технологического процесса работы бригад РВБ.

Процесс изменения типа выполняемого ТО при наличии технической возможности может осуществляться в ЕСМА с последующим автоматизированным формированием откорректированных планов ГТП для последующего согласования и утверждения установленным порядком.

7.5. При снижении фактического показателя коэффициента технической готовности участка сети связи при управляемом (корректирующем) ТО более чем на 0,5% от допустимого значения осуществляется переход объекта на регламентированное техническое обслуживание, или пересматривается утвержденный для управляемого ТО перечень регламентных работ и их периодичность.

7.6. Основным видом технического обслуживания на малоинтенсивных (малодеятельных) участках является корректирующее (восстановительное) техническое обслуживание.

На основании анализа инцидентов (отказов) ОТЭ и их влияния на безопасность движения поездов и бесперебойности процессов перевозок на малодеятельных линиях в отдельных случаях для ОТЭ может быть установлено управляемое или регламентированное техническое обслуживание в порядке, определенном данным разделом.

8. Методы технического обслуживания объектов

железнодорожной электросвязи

8.1. При эксплуатации объектов железнодорожной электросвязи применяются следующие методы технического обслуживания:

метод технического обслуживания (ремонта) эксплуатационным персоналом;

метод технического обслуживания (ремонта) специализированной организацией, в том числе в период гарантийного (послегарантийного) обслуживания.

8.2. Метод технического обслуживания (ремонта) эксплуатационным персоналом.

Выполнение работ по техническому обслуживанию объектов железнодорожной электросвязи производится, как правило, эксплуатационным персоналом ЦСС в объеме и с периодичностью, установленной ТНК, КТП.

Для отдельных видов работ, в том числе для ремонта, могут создаваться специализированные бригады по комплексной замене устройств связи, по выполнению трудоемких работ и т.д.

8.3. Метод технического обслуживания (ремонта) специализированной организацией, в том числе в период гарантийного (послегарантийного) обслуживания.

Отдельные виды работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов электросвязи могут выполняться организациями, специализирующимися на операциях технического обслуживания, или предприятиями-изготовителями, в том числе на принципах аутсорсинга.

Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств железнодорожной электросвязи, выполняемых специализированными организациями и сервисными центрами, осуществляется в соответствии с утвержденными КТП и по согласованным с НС графикам технического обслуживания, предоставляемым специализированными организациями и сервисными центрами в рамках заключенного договора и обеспечивающим требуемый вид технического обслуживания.

Контроль качества и объем выполненных работ специализированными организациями и сервисными центрами на местах осуществляется старшими электромеханиками, электромеханиками бригад, обслуживающих данный участок. В целом контроль выполнения работ осуществляет ЦТО.

9. Организация технического обслуживания и ремонта объектов

железнодорожной электросвязи

9.1. Основными задачами технического обслуживания и ремонта объектов электросвязи являются:

обеспечение бесперебойного функционирования технических средств электросвязи и программного обеспечения;

восстановление исправного состояния;

устранение причин отказов, повреждений или сбоев в работе технических средств или программного обеспечения.

9.2. Организация технического обслуживания и ремонта объектов электросвязи включает в себя:

подготовку и допуск инженерно-технических работников к эксплуатации;

выбор эффективных и экономичных видов и методов технического обслуживания и ремонта объекта электросвязи;

периодические осмотры объектов электросвязи и служебно-технических зданий;

автоматизацию работ по контролю технического состояния, сбору и анализу информации о надежности технических средств;

контроль качества проводимых работ, в том числе выполняемых специализированными организациями и сервисными центрами;

техническое освидетельствование объектов электросвязи с целью оценки возможности их дальнейшей эксплуатации;

планирование выполнения основных работ и организационно-технических мероприятий;

ведение технической документации;

организацию материально-технического обеспечения;

организацию транспортирования, хранения, консервации и утилизации аппаратуры и оборудования электросвязи;

организацию аварийно-восстановительных работ;

обеспечение безопасности движения, безопасности труда, пожарной и экологической безопасности, мотивацию труда инженерно-технических работников.

10. Обеспечение технологической документацией объектов

железнодорожной электросвязи

10.1. На все объекты электросвязи должны быть разработаны КТП по техническому обслуживанию и ТНК. Не допускается приемка в постоянную эксплуатацию объектов электросвязи, не имеющих КТП и инструкций, руководств по эксплуатации и ремонту.

10.2. На работы по техническому обслуживанию и ремонту объектов железнодорожной электросвязи, массово применяемых на сети железных дорог ОАО «РЖД», могут быть разработаны централизованные ТНК, КТП.

10.3. Работы, на которые не разработаны КТП, ТНК, например, разовые работы по ремонту, монтажу, демонтажу, модернизации объектов электросвязи и т.п., должны проводиться по наряду-допуску (распоряжению), а также с разработкой, при необходимости, проекта производства работ (проекта организации работ или плана производства работ).

10.4. После разработки и утверждения ТНК, действие КТП на рабочих местах прекращается и они заменяются на утвержденные ТНК.

10.5. До разработки централизованных КТП, утвержденных ЦСС, техническое обслуживание объектов электросвязи должно производиться в соответствии с КТП, разработанными и утвержденными структурным подразделением, осуществляющим техническую эксплуатацию соответствующих объектов электросвязи, в соответствии с конструкторской документацией, инструкциями, руководствами по эксплуатации и ремонту предприятий-изготовителей и действующими нормативными документами Российской Федерации, ОАО «РЖД», ЦСС.

10.6. Разработка КТП по техническому обслуживанию объектов электросвязи может осуществляться предприятиями-изготовителями, научно-исследовательскими институтами, другими сторонними организациями, имеющими право на выполнение данных работ или силами структурных подразделений ЦСС. Разработка инструкций и руководств по эксплуатации осуществляется предприятиями-изготовителями.

10.7. Рабочие места старших электромехаников, электромехаников, электромонтеров должны быть обеспечены необходимыми для эксплуатируемых объектов электросвязи нормативными, технологическими, эксплуатационными документами, а также технической документацией на эксплуатируемые технические средства электросвязи.

На рабочих местах, где имеется доступ к ЕСМА, информационному порталу ЦСС или иному технологическому информационному ресурсу, на котором размещены нормативные, технологические, эксплуатационные документы, а также техническая документация на эксплуатируемые технические средства электросвязи, допускается исключение хранения данных документов на бумажных носителях. Перечень документации, наличие которой в бумажном виде на объектах обязательно, определяется с учетом требований нормативных и законодательных актов РФ.

11. Планирование работ по техническому обслуживанию объектов

железнодорожной электросвязи

11.1. Планирование, контроль и учет выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов электросвязи осуществляется в соответствии с требованиями настоящей Инструкции с использованием соответствующих модулей ЕСМА.

11.2. Работы по техническому обслуживанию объектов электросвязи включаются в четырехнедельный и годовой планы-графики и планируются таким образом, чтобы интервалы времени между одними и теми же работами не превышали установленной периодичности, а работы, технологически связанные друг с другом, по возможности, выполнялись одновременно. При планировании работ должно предусматриваться выполнение максимально возможного количества работ на всем оборудовании, при минимальном количестве посещения объектов обслуживающим персоналом.

Для обеспечения цикличности, планируемая периодичность работ в планах-графиках, должна быть кратной неделе.

11.3. Техническое обслуживание объекта электросвязи с периодичностью 1 раз в 2 недели и чаще может быть установлено только при постоянном присутствии технического персонала на ОТЭ.

11.4. Для каждого участка (цеха, бригады) старшими электромеханиками в ЕСМА должны разрабатываться годовой и четырехнедельный планы-графики технического обслуживания объектов электросвязи. Планы-графики согласовываются начальником участка, утверждаются в ЕСМА руководителем регионального центра связи. Проверка и утверждение планов-графиков технического обслуживания руководством регионального центра связи производится один раз в год не позднее 25 декабря года, предшествующего планируемому.

11.5. При наличии договоров на техническое обслуживание объектов электросвязи со специализированными (сервисными) организациями и при наличии согласованных с ЦСС графиков ТО, разработанных специализированными (сервисными) организациями в рамках заключенного договора и обеспечивающих требуемый вид технического обслуживания, работы по ТО в планы-графики РВБ не включаются. Работы, требующие сопровождения представителем РВБ, оформляются в ЕСМА через ЛР ЗИ.

11.6. При планировании работ должно также учитываться время на участие в комиссионных проверках, следование к месту работ, техническое обучение, надзор за работой и выполнение работ по заявкам других подразделений, устранение отказов, повреждений и выявленных отступлений от норм содержания устройств железнодорожной электросвязи и другие отвлечения персонала. При составлении планов-графиков технического обслуживания должны использоваться действующие в ОАО «РЖД» отраслевые нормы времени на техническое обслуживание устройств связи. При отсутствии норм времени, утвержденных ОАО «РЖД», допускается применять местные нормы времени, разработанные в структурных подразделениях ЦСС и согласованные с ЦСС. На время разработки и утверждения норм времени допускается составление планов-графиков технического обслуживания без их указания.

11.7. Корректировка и повторное утверждение планов-графиков технического обслуживания объектов электросвязи производится при вводе в эксплуатацию новых объектов электросвязи, при выводе из эксплуатации существующих, при изменении технологии работ (в том числе периодичности) и в других необходимых случаях.

11.8. Четырехнедельный план-график должен включать работы, которые выполняются с периодичностью один раз в 4 недели и чаще.

11.9. Годовой план-график должен включать работы, выполняемые реже одного раза в 4 недели.

11.10. Годовой и четырехнедельный планы-графики формируются при регламентированном и управляемом видах ТО.

Ежемесячно до 25 числа месяца, предстоящего планируемому, для каждого РВБ в ЕСМА, при необходимости, вносятся корректировки конкретных дат выполнения работ, определенных годовым планом-графиком, а также назначаются даты выполнения работ по устранению замечаний в содержании объектов электросвязи, по плану повышения надежности, модернизации, подготовке к зиме, непериодических и других, ранее непредвиденных работ. При планировании дополнительных работ и работ по планам-графикам, время их проведения должно максимально возможно совмещаться.

11.11. Планирование работ на предстоящий рабочий день осуществляется в Модуле суточного планирования ЕСМА. При наличии мобильного терминала с установленным на нем ПО Мобильного клиента ЕСМА план работ у работников бригады отражается в данном терминале. При отсутствии мобильного терминала задание на предстоящий день руководитель бригады передает исполнителю любым доступным способом (в бумажном виде, по электронной почте, с использованием средств обмена сообщениями на смартфоне, по телефону и т.п.).

11.12. Выполнение работ отражается в оперативном журнале на объекте. При наличии технической возможности (ПЭВМ или мобильного терминала) допускается формирование отметок о выполнении работ с применением ЕСМА, исключая использование оперативного журнала на бумажном носителе, за исключением случаев, когда регистрация выполнения работ и их результатов предусмотрена требованиями нормативных документов. При отвлечении электромехаников и электромонтеров на выполнение дополнительных работ и при отсутствии возможности проведения работ по техническому обслуживанию устройств электросвязи на закрепленных за ними участках в установленные планами-графиками сроки, разрешается перенос сроков выполнения работ, предусмотренных планами-графиками.

11.13. Перенос сроков выполнения работ не допускается для работ, периодичность которых установлена нормативными документами РФ.

11.14. Перенос сроков выполнения работ, периодичность которых не установлена нормативными документами РФ, допускается только по согласованию с руководителем регионального центра связи и уведомлением старшего смены ЦТО:

для работ предусмотренных четырехнедельным планом-графиком — не более 20% от установленной периодичности;

для работ предусмотренных годовым планом-графиком — не более 15 рабочих дней.

Заявка на перенос сроков выполнения работ подается старшим электромехаником РВБ старшему смены ЦТО по регистрируемым видам связи. Сменный инженер ЦТО регистрирует заявку на перенос срока выполнения работ в оперативном журнале. Согласование переноса срока руководителем регионального центра связи осуществляется путем проставления визы в оперативном журнале сменного инженера ЦТО или по телефону по регистрируемым видам связи с указанием в оперативном журнале даты и времени согласования. Согласование переноса срока осуществляется не позднее окончания рабочего дня, предшествующего дню выполнения работ в соответствии с план-графиком. При наличии автоматизированного процесса согласования и подтверждения переносов выполнения сроков работ допускается регистрация переноса сроков выполнения работ только с применением ЕСМА, исключая использование оперативного журнала на бумажном носителе.

11.15. Перенос сроков выполнения работ осуществляется также в случаях, когда работы должны выполняться на открытой территории, в неотапливаемом помещении (для холодного времени года) или в производственном помещении, на открытой местности (в теплый период года), когда установленный режим работы не позволяет выполнить работы в полном объеме в соответствии с технологией. В этом случае выполнение таких работ приостанавливается распоряжением руководителей регионального центра связи с соответствующей корректировкой плана-графика. Основанием на окончание периода запрета на проведение работ и выезд автотранспорта должно являться повторное письменное распоряжение руководителей регионального центра связи.

11.16. При утверждении ТНК, КТП, вводе в эксплуатацию оборудования, вносятся соответствующие корректировки в справочники и модули ЕСМА.

11.17. Планирование работ по техническому обслуживанию объектов электросвязи, выполняемых специализированными (сервисными) организациями, осуществляется по согласованным графикам технического обслуживания объектов электросвязи, предоставляемыми специализированными (сервисными) организациями в рамках заключенного договора.

11.18. В рамках суточного планирования вводится понятие приоритета, важности, срочности работ. При наличии работ с одинаковой приоритетностью, порядок выполнения устанавливает старший электромеханик на этапе планирования работ, при этом совмещается выезд на станции для проведения работ по ЛР РО, ЛР ЗИ, ЛР И, ЛР ГТП.

12. Организация проверки параметров и ремонта объектов

железнодорожной электросвязи

12.1. Ремонт объекта электросвязи в структурном подразделении ЦСС включает в себя работы по поиску и устранению причин и нарушения работоспособного состояния технических средств железнодорожной электросвязи, возникновения сообщений об аварийных и предаварийных состояниях объекта электросвязи, а также по восстановлению исправности или израсходованного ресурса элементов путем замены или ремонта составных частей. На объекты электросвязи, допущенные по результатам проверки после ремонта к дальнейшей эксплуатации, должен устанавливаться знак соответствия техническим требованиям (наклеивается этикетка, бирка, стикер).

12.2. Ремонт и проверка устройств объектов электросвязи должны выполняться с использованием аттестованных и сертифицированных средств измерений.

12.3. Вносить изменения в схемы или конструкцию, находящихся в эксплуатации устройств электросвязи, допускается только после внесения изменений в техническую документацию на эти устройства в порядке, установленном нормативными документами РФ, ОАО «РЖД».

12.4. Допускается проводить проверку с использованием автоматизированных систем контроля, разрешенных к применению в ОАО «РЖД».

12.5. Результаты проверки устройств и объектов электросвязи должны быть отражены в обязательном порядке в технических паспортах или журналах установленной формы.

12.6. Результаты проверок устройств и объектов электросвязи, проводимых с использованием автоматизированных систем контроля, в т.ч. вагонов-лабораторий, должны сохраняться в электронном виде и распечатываться в форме протоколов, которые должно подписывать лицо, проводившее проверку.

12.7. Сроки хранения технических паспортов, протоколов определяются действующими нормативными документами ОАО «РЖД».

12.8. Устройства и объекты электросвязи, имеющие гарантию предприятия-изготовителя, перед установкой и приемом в эксплуатацию должны проходить входной контроль, проверку, предусмотренные ТУ и договорами поставок. Входной контроль и проверка проводятся работниками структурных подразделений ЦСС, имеющими право на проведение данного вида работ.

Входной контроль включает в себя внешний осмотр (отсутствие механических повреждений, коррозии, других внешних дефектов, наличие маркировки, пломб, номера изделия, отметок отдела технического контроля предприятия-изготовителя), а также проведение измерения всех входных и выходных электрических параметров устройств без их вскрытия на соответствие паспортным данным.

На устройствах с гарантийным сроком эксплуатации предприятия-изготовителя, проверяемых без нарушения пломб и допущенных по результатам такой проверки к эксплуатации, пломбы предприятия-изготовителя сохраняются до первого послегарантийного технического обслуживания или ремонта в условиях ремонтных подразделений ЦСС.

12.9. На устройства, не прошедшие входной контроль или выведенные из эксплуатации из-за неисправности до истечения гарантийного срока, соответствующим структурным подразделением Центральной станции связи установленным порядком должно быть оформлено уведомление о вызове представителя предприятия-изготовителя (поставщика) и, при необходимости, рекламационный акт и претензия. Ввод таких устройств в эксплуатацию до приведения их технических характеристик предприятием-изготовителем (поставщиком) в соответствие с техническими требованиями не допускается.

12.10. На устройства электросвязи, допущенные по результатам входного контроля и проверки к эксплуатации, должен быть оформлен технический паспорт и установлен знак соответствия техническим требованиям (наклеена этикетка, бирка, стикер). Знак соответствия должен быть наклеен на корпус устройства, допущенного к эксплуатации, с указанием числа, месяца и года проведенной проверки и подписью работника, производившего проверку устройства связи.

Допускается применять в качестве знаков соответствия техническим требованиям штампы, наносимые непосредственно на несъемные части корпуса устройства, если конструкция или условия эксплуатации устройства не позволяют приклеить этикетку или не обеспечивается его сохранность.

12.11. В подразделениях ЦСС должен быть в наличии подменный фонд устройств электросвязи. Состав, количество и места расположения подменного фонда определяется приказом руководителя соответствующего структурного подразделения, осуществляющего техническое обслуживание данных объектов электросвязи, на основании действующих в ОАО «РЖД» нормативных документов.

В структурных подразделениях ЦСС в обязательном порядке должен вестись учет замены объекта электросвязи с отражением в базе данных ЕСМА «Учет ресурсов».

12.12. Рекомендуемый срок службы находящихся в эксплуатации устройств электросвязи устанавливается изготовителем и указывается в эксплуатационной документации (технический паспорт, инструкция по эксплуатации).

12.13. Перечень необходимых для проведения технического обслуживания и ремонта устройств электросвязи средств измерений, измерительных систем, испытательного и диагностического оборудования, а также методов (процедур, алгоритмов) их диагностирования в ремонтных подразделениях ЦСС определяется ТНК, КТП.

12.14. Ремонт объектов электросвязи может выполняться методом технического обслуживания (ремонта) специализированной организацией. Этот метод применяется при выполнении видов работ, экономически не целесообразных, не свойственных или технологически не обеспеченных в структурных подразделениях ЦСС или других филиалах и структурных подразделениях ОАО «РЖД».

12.15. Проведение ремонта объектов электросвязи не зависит от классификации железнодорожных линий и осуществляется в соответствии с утвержденными ЦСС регламентами «Управление Непрерывностью», «Управление Доступностью», «Управление Проблемами», «Управление Инцидентами». Данные регламенты определяют алгоритмы порядка оперативного и долгосрочного сопровождения подразделениями ЦСС надежного и качественного предоставления услуг связи подразделениям ОАО «РЖД», обеспечивающим технологический процесс движения поездов и организацию перевозок в целом.

13. Учет и контроль выполнения работ по техническому

обслуживанию объектов железнодорожной электросвязи

13.1. Все работы по техническому обслуживанию оборудования на узле связи фиксируются в оперативном журнале. При наличии на объекте технической возможности допускается оформление работ по техническому обслуживанию с применением ЕСМА, исключая использование оперативного журнала на бумажном носителе, за исключением случаев, когда регистрация выполнения работ и их результатов предусмотрена требованиями нормативных документов.

13.2. Оперативный журнал предназначен для регистрации всех работ, выполняемых на узле (по плану повышения надежности, по выполнению ТО, по устранению отказов, при организации оперативных изменений в схемах, выполнении замен и т.п.).

На ОТЭ со сменным дежурством ведется оперативный журнал, в котором записываются в хронологическом порядке события, происшедшие за время дежурства смены: все случаи нарушения бесперебойной работы объектов электросвязи и штатного режима в работе технических средств (повреждения оборудования, перевода каналов, трактов, кабельных пар, жил, волокон оптических кабелей на резервные и т.д.). В оперативном журнале работниками регистрируются записи о приеме и сдаче дежурства, указываются недостачи в имуществе, произошедшие нарушения работоспособности аппаратуры, оборудования и измерительных приборов, срабатывания аварийной сигнализации на оборудовании и указывается другая необходимая информация.

13.3. Контроль выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов электросвязи, работ по устранению отступлений от норм содержания технических средств, в соответствии с утвержденными планами-графиками технологического процесса и планами дополнительных работ, а также контроль за ходом устранения неисправностей ежесменно осуществляют специалисты ЦТО, ЦТУ с использованием ЕСМА, а также по докладам исполнителей работ или их непосредственных руководителей.

13.4. Под руководством начальников ЦТО, ЦТУ ежедневно:

выявляется и контролируется своевременное устранение причин, приведших к возникновению отказов и предотказных состояний объектов электросвязи;

организуются работы по приведению параметров объектов электросвязи к установленным нормам.

13.5. Оперативный ежесуточный контроль осуществляется специалистами ЦТО, ЦТУ.

Обо всех обнаруженных неисправностях, угрожающих безопасности движения, неустраненных неисправностях сменный инженер ЦТУ (старший смены ЦТО) незамедлительно докладывает старшему смены ЦТУ (руководству РЦС), старший смены ЦТУ — начальнику ЦТУ и руководству дирекции связи.

Руководителями структурных подразделений в оперативном порядке рассматриваются причины неустранения неисправностей и принимаются дополнительные меры по их устранению в установленные сроки.

13.6. Выявленные при всех видах проверок (в том числе комиссионных осмотрах, выполнении нормативов личного участия в безопасности движения, проверок старших электромехаников) устройств и объектов электросвязи недостатки в их содержании, должны оформляться в оперативном журнале на узле связи, с указанием сроков устранения, определяемых непосредственным руководителем, а также должности и фамилии назначаемого им ответственного исполнителя работ.

При наличии автоматизированного процесса регистрации и контроля устранения выявленных недостатков в содержании устройств и объектов электросвязи, допускается их оформление с применением ЕСМА, исключая использование оперативного журнала на бумажном носителе, за исключением случаев, когда регистрация выполнения работ и их результатов предусмотрена требованиями нормативных документов.

Выявленные несоответствия в установленные сроки должны быть введены установленным порядком в ЕСМА в «Модуль планирования и контроля проведения проверок и аудитов в хозяйстве связи» для установления контроля за их устранением.

13.7. По каждой устраненной неисправности старшим электромехаником (электромехаником) регистрируется отметка в оперативном журнале и докладывается установленным порядком старшему смены ЦТО, который, в свою очередь, фиксирует в ЕСМА в «Модуле планирования и контроля проведения проверок и аудитов в хозяйстве связи» соответствующую отметку о выполнении работы. При необходимости, старший смены ЦТО, ЦТУ, другого подразделения ЦСС проверяет выполнение работ через дежурного по железнодорожной станции или другим возможным способом. При невозможности устранения записанных в оперативном журнале неисправностей в установленные сроки, старший электромеханик, начальник участка сообщает об этом старшему смены ЦТО, ЦТУ, другого подразделения ЦСС с указанием причины невыполнения и принимаемых мерах по устранению выявленных несоответствий. При наличии автоматизированного процесса регистрации и контроля устранения выявленных неисправностей, допускается их оформление с применением ЕСМА, исключая использование оперативного журнала на бумажном носителе, за исключением случаев, когда регистрация выполнения работ и их результатов предусмотрена требованиями нормативных документов Российской Федерации.

13.8. Руководители соответствующих структурных подразделений, на основании анализа, представленного ЦТО, ЦТУ, совместно с причастными работниками, ежемесячно рассматривают ход устранения выявленных при всех видах проверок неисправностей и несоответствий по содержанию объектов электросвязи, определяют техническое состояние объектов электросвязи с учетом количества выявленных неисправностей, длительности их устранения, повторяемости, влияния неисправностей на состояние безопасности движения поездов и принимают соответствующие меры. Результаты рассмотрения оформляются протоколом.

14. Обязанности производственного персонала

14.1. Основными обязанностями работников, осуществляющих техническое обслуживание устройств железнодорожной электросвязи, являются:

содержание устройств железнодорожной электросвязи в соответствии с требованиями ПТЭ, а также других нормативных и технологических документов, содержащих нормируемые параметры и характеристики эксплуатируемых устройств;

повышение технических и экономических знаний, совершенствование профессионального мастерства;

качественное и своевременное выполнение работ, предусмотренных в планах-графиках по техническому обслуживанию устройств железнодорожной электросвязи и других планах работ;

принятие мер по восстановлению работоспособности технических средств железнодорожной электросвязи при возникновении отказов, повреждений, сбоев в работе технических и программных средств;

выявление причин нарушений работоспособности технических средств железнодорожной электросвязи;

подготовка предложений, направленных на предупреждение возникновения отказов, повреждений, сбоев и по повышению надежности работы устройств;

оформление в Журнале осмотра путей, стрелочных переводов, устройств СЦБ и связи и контактной сети формы ДУ-46 (далее — Журнал ДУ-46) записей, при выявлении неисправности технических средств, находящихся на техническом обслуживании работников других служб;

участие в обучении работников других служб правильному пользованию устройствами железнодорожной электросвязи;

соблюдение порядка производства работ, обеспечивающего безопасность движения поездов и требования охраны труда, пожарной, промышленной и экологической безопасности;

подготовка обслуживаемых устройств железнодорожной электросвязи к работе в зимних условиях, летним пассажирским перевозкам, пропуску паводковых вод и т.п.;

обеспечение сохранности и исправного состояния оборудования, инвентаря, инструмента, приборов, а также технической документации на обслуживаемые устройства;

содержание действующих устройств в соответствии с утвержденной технической документацией;

контроль качества работ, выполняемых подрядными организациями, участие в приемке выполненных работ.

14.2. Основными обязанностями старшего электромеханика являются:

контроль выполнения требований нормативных актов, приказов и распоряжений органов исполнительной власти РФ, ОАО «РЖД», ЦСС, структурного подразделения ЦСС;

формирование с использованием ЕСМА годового и четырехнедельного план-графиков технического обслуживания устройств железнодорожной электросвязи, планов работ;

проверка состояния и содержания устройств железнодорожной электросвязи, контроль соблюдения электромеханиками и электромонтерами правил и сроков выполнения и оформления работ по техническому обслуживанию устройств железнодорожной электросвязи на железнодорожных станциях, переездах и других объектах, ведения технической документации, правильности оформления отчетной документации, в том числе порядка ведения оперативного журнала с регистрацией результатов проверки;

ежемесячная проверка качества работы поездной радиосвязи с проездом в кабине локомотива в пределах всего закрепленного участка (при наличии в зоне обслуживания бригады напольных устройств ПРС);

ежеквартальная выборочная проверка соответствия обслуживаемых устройств железнодорожной электросвязи нормам технического содержания с проведением необходимых измерений и оформлением результатов в оперативном журнале;

ежемесячный анализ причин нарушений на закрепленном участке бесперебойной работы объектов электросвязи по записям в Журналах ДУ-46, оперативных журналах, по данным ЕСМА с целью принятия необходимых корректирующих и предупреждающих мер;

организация работ, направленных на предупреждение повторения отказов, нарушений содержания устройств железнодорожной электросвязи, на повышение надежности технических средств и безопасности движения поездов;

участие в комиссионных осмотрах и проверках технических средств электросвязи на железнодорожных станциях и других объектах, учет выявленных в ходе осмотров и проверок несоответствий и контроль за их устранением;

организация работы электромехаников и электромонтеров по планам, утвержденным в установленном порядке;

организация работ и оказание методической помощи электромеханикам и электромонтерам по выполнению корректирующих и предупреждающих мер по устранению несоответствий, выявленных в результате комиссионных осмотров и проверок устройств железнодорожной электросвязи;

выполнение работ, связанных с внесением изменений в техническую документацию, и контроль за ее соответствием действующим устройствам;

проведение инструктажей электромехаников и электромонтеров о порядке выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств железнодорожной электросвязи с соблюдением требований безопасности движения поездов, правил и инструкций по охране труда, пожарной безопасности, санитарных правил и норм;

участие в обучении работников других служб правилам пользования устройствами электросвязи;

обучение электромехаников и электромонтеров методам поиска и устранения отказов, повреждений, сбоев в работе устройств железнодорожной электросвязи, проведение технической учебы;

контроль выполнения электромеханиками и электромонтерами требований действующих правил, инструкций по охране труда, пожарной безопасности, санитарных правил и норм;

контроль исправного состояния измерительных приборов, инструмента, механизмов и приспособлений, используемых в процессе технического обслуживания и ремонта устройств железнодорожной электросвязи;

поддержание в актуальном состоянии базы данных ЕСМА «Учет ресурсов» в соответствии с действующими устройствами;

проверка наличия, состояния и соответствия нормативной и технологической документации действующим устройствам;

обеспечение бригады запасными частями, материалами, необходимыми для производства работ;

своевременный доклад старшему смены ЦТО обо всех нарушениях работоспособности технических средств железнодорожной электросвязи;

изучение и внедрение передовых методов и приемов организации труда;

участие в устранении причин отказов, повреждений технических средств железнодорожной электросвязи на других участках структурного подразделения ЦСС по распоряжению старшего смены ЦТО;

контроль проведения и качества ремонтных и строительно-монтажных работ, выполняемых специальными бригадами или строительными организациями, участие в приемке выполняемых работ на участке;

участие в рационализаторской деятельности;

суточное планирование работ РВБ.

14.3. Основные обязанности начальника производственного участка:

организация на закрепленном участке технического обслуживания и ремонта устройств железнодорожной электросвязи;

непосредственное руководство старшими электромеханиками, поддержание трудовой и технологической дисциплины;

рассмотрение и согласование планов-графиков технического обслуживания;

рассмотрение и утверждение планов работ бригад на участке с учетом работ по повышению надежности работы технических средств электросвязи участка, по подготовке технических средств связи к работе в зимних условиях, летним пассажирским перевозкам, по пропуску паводковых вод и т.п.;

организация суточного планирования в границах участка;

контроль выполнения организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасности движения, в том числе плана повышения надежности работы ОТЭ участка, плана по подготовке технических средств связи к работе в зимних условиях, плана по пропуску паводковых вод и т.п.;

составление годового плана ремонта и модернизации устройств железнодорожной электросвязи, контроль за его выполнением;

анализ организации технического обслуживания устройств железнодорожной электросвязи на соответствие требованиям действующих нормативных документов, распоряжений, приказов;

анализ планируемых работ в формируемых планах-графиках технического обслуживания, подготовка предложений по их изменению;

контроль выполнения старшими электромеханиками проверок на соответствие действующих устройств утвержденной технической документации;

ежеквартальное проведение выборочных проверок состояния и содержания устройств железнодорожной электросвязи, технической документации, правильности оформления отчетной документации, в том числе записей в Журналах ДУ-46, оперативных журналах;

ежеквартальное проведение проверки качества работы поездной радиосвязи с проездом в кабине локомотива в пределах всего закрепленного участка;

проведение проверок соответствия базы данных ЕСМА действующим устройствам;

ежемесячный анализ показателей работы объектов электросвязи на закрепленном участке по данным ЕСМА с целью принятия корректирующих и предупреждающих мер для обеспечения безопасности движения поездов;

разработка предложений по внесению изменений в местные инструкции о порядке пользования устройствами электросвязи на железнодорожных станциях и переездах;

систематическая проверка работ по повышению технико-экономической эффективности деятельности участка, сбережению ресурсов, росту экономического и технического образования работников;

участие в организации рационализаторской деятельности;

участие в устранении причин отказов, повреждений устройств железнодорожной электросвязи на других участках структурного подразделения ЦСС по распоряжению старшего смены ЦТО;

контроль качества работ, выполняемых подрядными организациями, участие в приемке выполненных работ;

участие в комиссионных осмотрах и проверках технических средств электросвязи на железнодорожных станциях и других объектах, учет выявленных в ходе осмотров и проверок несоответствий, контроль за их устранением;

своевременный доклад старшему смены ЦТО обо всех случаях нарушения бесперебойной работы объектов электросвязи и штатного режима в работе технических средств железнодорожной электросвязи;

проведение технических занятий с работниками участка, участие в обучении работников других служб правилам пользования устройствами железнодорожной электросвязи.

14.4. Основные обязанности электромеханика:

производство работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств железнодорожной электросвязи с соблюдением требований безопасности движения поездов, правил и инструкций по охране труда, пожарной безопасности, санитарных правил и норм с записью результатов в журналах установленной формы;

выполнение работ по утвержденным планам-графикам технического обслуживания, оперативным и другим планам;

своевременный доклад старшему смены ЦТО, старшему электромеханику связи обо всех случаях нарушения бесперебойной работы объектов электросвязи и штатного режима в работе технических средств железнодорожной электросвязи;

совершенствование знаний, предупреждение возможности появления отказов, а при их возникновении — принятие необходимых мер для быстрейшего их обнаружения и устранения с безусловным обеспечением безопасности движения поездов, требований охраны труда, соблюдение режима труда и отдыха;

содержание технической документации на обслуживаемые устройства электросвязи;

проверка соответствия действующих устройств утвержденной технической документации;

участие в комиссионных осмотрах, в проведении проверок устройств железнодорожной электросвязи;

устранение в установленные сроки выявленных по результатам осмотров и проверок несоответствий в работе устройств железнодорожной электросвязи;

участие в устранении причин отказов, повреждений устройств железнодорожной электросвязи на других участках структурного подразделения ЦСС по оперативному приказу в порядке, предусмотренном в структурном подразделении;

регистрация результатов проведенных работ в соответствующих журналах и ЕСМА;

подготовка устройств к работе в зимних условиях, пропуску весеннего паводка;

контроль проведения и качества ремонтных и строительно-монтажных работ, выполняемых специальными бригадами или подрядными строительными организациями, участие в приемке выполняемых работ на участке.

14.5. Основные обязанности электромонтера:

производство работ по техническому обслуживанию и ремонту устройств железнодорожной электросвязи с соблюдением требований безопасности движения поездов, правил и инструкций по охране труда, пожарной безопасности, санитарных правил и норм с записью результатов в журналах установленной формы;

выполнение работ по утвержденным планам-графикам технического обслуживания, оперативным и другим планам;

проведение по указанию старшего электромеханика внеочередных осмотров и проверок устройств железнодорожной электросвязи;

устранение в установленные сроки выявленных по результатам осмотров и проверок несоответствий в работе устройств железнодорожной электросвязи;

своевременный доклад старшему электромеханику или электромеханику связи, старшему смены ЦТО обо всех случаях нарушения бесперебойной работы объектов электросвязи и штатного режима в работе технических средств железнодорожной электросвязи;

участие в устранении причин отказов, повреждений устройств железнодорожной электросвязи на других участках структурного подразделения ЦСС по распоряжению старшего смены ЦТО;

подготовка устройств к работе в зимних условиях, пропуску весеннего паводка;

контроль проведения и качества ремонтных и строительно-монтажных работ, выполняемых специальными бригадами или подрядными строительными организациями.

15. Транспортные происшествия, стихийные бедствия

15.1. При получении информации о транспортном происшествии в пределах обслуживаемого участка, электромеханик (электромонтер, старший электромеханик) докладывает об обстоятельствах случившегося старшему смены ЦТО.

15.2. При обнаружении умышленного повреждения (актах вандализма) устройств электросвязи на железнодорожной станции или перегоне, электромеханик (электромонтер, старший электромеханик) докладывает о случившемся старшему смены ЦТО.

Старший смены ЦТО должен сообщить о случае умышленного повреждения объектов электросвязи в органы внутренних дел и органы охраны на транспорте, далее руководствоваться процессом «Управление непрерывностью» и «Регламентом организации связи с МАВР».

15.3. При получении информации о прогнозируемых и возникших стихийных природных явлениях (наводнение, ураган, землетрясение и т.п.), пожарах или техногенных катастрофах, создающих угрозу нарушений работоспособности технических средств железнодорожной электросвязи, электромеханик (электромонтер, старший электромеханик) сообщает об этом сменному инженеру ЦТО и принимает меры к предупреждению возможных нарушений работоспособности технических средств электросвязи.

15.4. Для выполнения аварийно-восстановительных работ по ликвидации последствий транспортных происшествий, стихийных бедствий и других чрезвычайных ситуаций, вызвавших повреждение технических средств электросвязи, формируется аварийно-восстановительный запас материально-технических ресурсов.

Решение об использовании аварийно-восстановительного запаса принимает руководитель структурного подразделения. После окончания восстановительных работ использованный (изъятый) аварийно-восстановительный запас оформляется протоколом с отражением характеристики аварийной ситуации и указанием изъятой номенклатуры материально-технических ресурсов в количественном и стоимостном выражении. Восстановление полной номенклатуры аварийно-восстановительного запаса производится в кратчайшие сроки установленным в ОАО «РЖД» порядком.

Использование аварийно-восстановительного запаса для выполнения технического обслуживания объектов электросвязи не допускается.

15.5. Линии СЦБ и связи должны восстанавливаться в последовательности, устанавливаемой ПТЭ.

15.6. Порядок организации связи с местом восстановительных работ определяется отдельными организационно-распорядительными документами ОАО «РЖД».

16. Список использованной литературы

1. ОСТ 45.152-99 Стандарт отрасли. Техническое обслуживание и ремонт средств электросвязи. Термины и определения.

2. ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

3. ГОСТ 27.002-2015 Межгосударственный стандарт. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

4. ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения.

5. Федеральный закон «О связи» N 126-ФЗ от 07.07.2003.

6. ОСТ 45.64-96 Стандарт отрасли. Организация ремонта средств электросвязи.

7. Положение об учете, расследовании и анализе отказов в работе технических средств на инфраструктуре ОАО «РЖД» с использованием автоматизированной системы КАС АНТ, утвержденное распоряжением ОАО «РЖД» от 11.07.2016 N 1375р.

8. Положение об учете, расследовании и анализе технологических нарушений в перевозочном процессе на инфраструктуре ОАО «РЖД» с использованием автоматизированной системы КАСАТ, утвержденное распоряжением ОАО «РЖД» от 11.07.2016 N 1372р.

9. ГОСТ 33889-2016 Электросвязь железнодорожная. Термины и определения.

10. СТО РЖД 02.044-2011 Управление ресурсами, рисками и надежностью на этапах жизненного цикла (УРРАН). Термины и определения.

11. Правила технической эксплуатации железных дорог РФ. Утверждены Приказом Минтранса России от 21.12.2010.

12. Методика расчета показателей надежности железнодорожной электросвязи. Утверждена ОАО «РЖД» от 20.09.2014.

Приложение N 1

Форма для регистрации результатов контрольной оценки

технического состояния объектов

_____________________________________________________

(наименование ОТЭ)

Дата

Код работы

Наименование работы

Факторы, определяющие режим работы

Вид ТО

Периодичность выполнения работы

текущий

устанавливаемый

текущий

устанавливаемый

Состав комиссии:

Председатель — начальник участка производства ______________ /Фамилия И.О./

Члены комиссии: ____________________________________________ /Фамилия И.О./

____________________________________________ /Фамилия И.О./

____________________________________________ /Фамилия И.О./

ПОЛОЖЕНИЕ
О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

6101. 00.001 П

СОГЛАСОВАНО

Начальник Управления Тюменского округа Госгортехнадзора России В.А.Тарасенко

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер Завода стабилизации конденсата ООО «Сургутгазпром» И.П.Афанасьев

Согласовано

Главный механик ЗСК ООО «Сургутгазпром» А.Н.Лепихин

Разработчик

Главный инженер ОАО СПКТБ «Нефтегазмаш» Ф.А.Гирфанов

Главный технолог Р.Р.Яхин

О согласовании Положения по ТО и Р оборудования Сургутского ЗСК

Разработанное ОАО СПКТБ «Нефтегазмаш» «Положение о системе технического обслуживания и ремонта технологического оборудования» 6101. 00.001 П для Сургутского завода стабилизации конденсата ООО «Сургутгазпром» ОАО «Газпром» согласовывается.

Заместитель начальника О.Г.Денисов

Настоящее «Положение о системе технического обслуживания и ремонта технологического оборудования» разработано ОАО Специальным проектным конструкторско-технологическим бюро (ОАО СПКТБ) «Нефтегазмаш» и Заводом стабилизации конденсата (ЗСК) ООО «Сургутгазпром»

РАЗРАБОТЧИКИ:

ОАО СПКТБ «Нефтегазмаш»: Ф.А.Гирфанов, P.P.Яхин, В.Г.Сафин, А.С.Хазов, Т.Р.Хуснуллин

ЗСК ООО «Сургутгазпром»: А.Н.Лепихин, P.P.Алакаев, Г.Е.Котов, Т.В.Морозов

СОГЛАСОВАНО:

Госгортехнадзор России письмо N 1127 от 3 июня 2003 г.

Введено впервые с «__» _______ 200 г.

Согласовано:

Зам. начальника по оборудованию пр-во N 1 А.П.Красов

Зам. начальника по оборудованию пр-во N 2 Р.П.Свистун

Зам. начальника по оборудованию пр-во N 3 Ф.Н.Кияметдинов

Начальник ОТН Н.Л.Гатин

Начальник лаборатории по нормированию труда Р.Р.Алакаев

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее «Положение по организации технического обслуживания и ремонта технологического оборудования» (далее — Положение) регламентирует планирование, организацию и проведение технического обслуживания, ремонта и диагностирования технологического оборудования Сургутского завода стабилизации конденсата (г.Сургут).

Положение учитывает требования законодательных и других нормативных актов и документов промышленной безопасности.

Положение разработано с учетом предыдущего опыта организации технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, эксплуатируемого на Сургутском заводе стабилизации конденсата.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящее Положение устанавливает порядок организации, планирования и проведения работ по техническому обслуживанию (ТО), контролю технического состояния и ремонту (Р) технологического оборудования, эксплуатируемого на Заводе стабилизации конденсата (далее — завод).

1.2 Положение определяет:

— содержание работ при ТО и Р технологического оборудования;

— трудоемкость ремонта по видам оборудования;

— типовые положения проведения диагностирования (обследования) оборудования;

— контролируемые показатели (критерии предельного состояния) при определении технического состояния оборудования;

— порядок принятия решений по ТО и Р оборудования.

1.3 Работы по ТО и Р оборудования проводятся с целью обеспечения его работоспособности, на основе своевременного и качественного технического обслуживания и ремонта при оптимальных затратах на их выполнение, а также с целью повышения технического уровня оборудования путем его модернизации.

1.4 Положение подлежит применению подразделениями завода (служба; производство; установка; цех), а также сторонними сервисными организациями, выполняющими работы по контролю технического состояния, ТО и Р оборудования.

2 СПИСОК НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ

1. ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

2. Технические указания — регламент по эксплуатации и обследованию оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки работающих в водородсодержащих средах при повышенных температурах и давлениях.

3. Нормы межремонтных периодов, структуры ремонтных циклов и содержание работ по видам ремонта машинного оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. МНХП СССР, 1987 г.

4. ПБ 09-563-03, Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств, ГГТН РФ, 29.05.2003 г. N 44

5. ПБ 09-540-03, Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

6. РД 09-250-98, Положение о порядке безопасного проведения ремонтных работ на химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах, ГГТН РФ, 10.12.1998 г. N 74

7. ПБ 03-576-03, Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

8. ПБ 03-585-03, Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

9. МТОР-95, Методика технического освидетельствования реакторов каталитического риформинга и гидроочистки с торкрет-бетонной футеровкой. Минтопэнерго РФ, 1996 г., ГГТН РФ, (письмо N 02-35/327 от 24.07.1996 г.)

10. ПБ-10-382-00, Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов.

12. РД 08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. — М., Госгортехнадзор России. — 1995 г.

13. РД 38.19.008-87, Теплообменники кожухотрубчатые. Общее руководство по централизованному ремонту. Миннефтехимпром СССР, 1988 г.

14. АТК-РЭ-98, Аппараты теплообменные кожухотрубчатые и теплообменники труба в трубе. Руководство по эксплуатации. ГГТН РФ, 14.04.1999 г.

15. ИТН-93*, Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, Минтопэнерго РФ, (письмо N ДНЦ1-3-93 от 19.01.1994 г.), ГГТН РФ, (письмо N 02-35/122 от 16.05.94 г.)

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует СТО-СА-03-004-2009, являющийся авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

16. РД 38.12.005-86, Общие технические условия на ремонт. Сепараторы центробежные. Миннефтехимпром СССР, 1986 г.

17. РД 09-167-97, Методические указания по организации и осуществлении надзора за конструированием и изготовлением оборудования для опасных производственных объектов в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, ГГТН РФ, 19.12.1997 г. N 221

18. РД 03-247-98*, Положение о регистрации, оформлении и учёте разрешений на изготовление и применение технических устройств в системе Госгортехнадзора России, ГГТН РФ, 10.12.1998 г. N 239

_______________

* Документ отменен (приказ Ростехнадзора от 10.08.2006 N 760). — Примечание изготовителя базы данных.

19. РД 09.92-95, Положение о порядке рассмотрения проектной документации потенциально опасных производств в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, ГГТН РФ, 06.06.1995 г. N 31

20. РД 09-102-95*, Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных ГГТН РФ, 17.11.1995 г. N 57

_______________

* Документ отменен (приказ Ростехнадзора от 10.08.2006 N 760). — Примечание изготовителя базы данных.

21. МООР-98, Методика определения остаточного ресурса технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств, Минтопэнерго РФ, 1998 г., ГГТН РФ (письмо N 11-11/18 от 22.01.1999 г.)

22. Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте, Постановление Правительства РФ N 263, от 10.03.1999 г.

23. РД 38-13.004-86*, Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см). Миннефтехимпром СССР, 1986 г., ГГТН СССР, 11.04.1986 г.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует РД 39-132-94. — Примечание изготовителя базы данных.      

24. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов. Минтопэнерго РФ, 17.07.1996 г., Согласована с ГГТН РФ, письмом. N 02- 35/327 от 24.07.1996 г.

25. ПБ 03-582-03, Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах.

26. «Положение о системе технического обслуживания и ремонта технологического оборудования газоперерабатывающих заводов Мингазпрома», Москва, 1989 г.

27. «Положение о проведении ремонтов оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», часть I, 1977 г.

28. «Положение о проведении ремонтов оборудования и объектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России» 1995 г.

29.»Положение об организации ремонта основных производственных средств газо-нефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО «Газпром», Москва, 2000 г.

30. «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газо-нефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО «Газпром», Москва, 2000 г.

31. ИЭ1Д 84, Инструкция по монтажу и эксплуатации центробежных нефтяных насосов.

32. Руководящий документ. Эксплуатационные нормы вибрации. Центробежные электроприводные насосные и компрессорные агрегаты, оснащённые системами компьютерного мониторинга для предупреждения аварий и контроля технического состояния типа «Компакс». ГГТН РФ, 1994 г., Минтопэнерго, 22.09.94 г.

33. ПВНП-78, Правила приёмки, испытания и эксплуатации вентиляционных систем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. МНХП СССР, 1978 г.

34. РМ 38.14.008-94, Руководящий материал. Вентиляторы радиальные (центробежные) и осевые. Эксплуатация и ремонт. Департамент нефтепереработки, 1994 г.

35. Нормативы численности инженерно-технических работников и служащих и типовые структуры аппарата управления для нефтеперерабатывающих предприятий, предприятий синтетического спирта, предприятий производства смазок, масел и присадок и предприятий по производству синтетических жирозаменителей, поверхностно-активных веществ и синтетических моющих средств. М. — 1986.

36. Типовые нормы времени на разработку технологической документации. М. «Экономика» — 1988.

39. ГОСТ 2.124-85 ЕСКД. Порядок применения покупных изделий.

40. ГОСТ 2.601-95* ЕСКД. Эксплуатационные документы.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 2.601-2006. — Примечание изготовителя базы данных.

42. ГОСТ 2.603-68 ЕСКД. Внесение изменений в эксплуатационную и ремонтную документацию.

43. Определение нормативов на отдых и личные надобности. — М. 1982.

44. Колпачков В.И., Ящура А.И. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования. — М. 1999.

45. Типовые структуры управления, нормативы численности служащих заводов (управлений) по переработке газа, газоконденсата, нефти. Управление нормирования оплаты труда ЦНИС ОАО «Газпром», — М. 2000.

46. Правила устройства, изготовления, монтажа, ремонта и безопасной эксплуатации взрывозащищенных вентиляторов. ПБ 03-590-03

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

3.1 В настоящем Положении используются следующие термины и определения.

3.1.1 Структурное подразделение (подразделение)

— производственный или вспомогательный объект (производство, установка, цех и т.д.) завода.

3.1.2 Система технического обслуживания и ремонта (ТО и Р)

— совокупность взаимосвязанных средств, документации, технического обслуживания, ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества технологического оборудования, входящих в эту систему.

3.1.3 Технологическое оборудование (оборудование)

— оборудование, в котором осуществляется основной технологический процесс с получением целевого продукта, и выход из строя которого приводит к остановке технологической установки или резкому снижению ее производительности. Средства технологического оснащения, в которых для выполнения определенной части технологического процесса размещается материал или заготовки, средства воздействия на них, а также технологическая оснастка.

3.1.4 Однотипное оборудование

— группа оборудования, объединенная общими конструктивными и технологическими признаками.

3.1.5 Установка

— совокупность оборудования, аппаратуры, трубопроводов, системы контроля и автоматики, обеспечивающие технологический процесс с заданными параметрами.

3.1.6 Ремонтный цикл

— наименьший повторяющийся интервал времени или наработка оборудования, установки, в течение которых выполняются, в определенной последовательности, в соответствии с требованиями нормативной документации, все установленные виды ремонта.

3.1.7 Структура ремонтного цикла

— последовательный перечень видов ремонта между двумя очередными капитальными ремонтами или ввода в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом. Периодичность ремонта — это интервал времени или наработки между двумя очередными плановыми ремонтами.

3.1.8 Техническое обслуживание (ТО)

— комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности оборудования при использовании по назначению.

3.1.9 Ремонт (Р)

— комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования или его составных частей.

3.1.10 Текущий ремонт

— это минимальный по объему вид планово-предупредительного ремонта, состоящий в замене или восстановлении быстроизнашивающихся деталей, отдельных узлов и механизмов, частичной их разборке для обеспечения нормальной работы оборудования до очередного планового ремонта, а также механической чистке поверхностей оборудования и аппаратов от различных отложений.

В объем текущего ремонта установки входит:

3.1.10.1 Текущий ремонт того оборудования и аппаратуры, которые нельзя ремонтировать в процессе эксплуатации установки и срок ремонта которых совпал с ремонтом установки.

3.1.10.2. Все виды чистки аппаратуры.

3.1.10.3 Осмотр и ревизия трубопроводов, арматуры и устранение обнаруженных дефектов.

3.1.10.4 Замена арматуры (3-5%).

3.1.10.5 Ревизия и регулировка предохранительных клапанов.

3.1.10.6 Средний и капитальный ремонт оборудования, не лимитирующего простой установки в ремонте, в соответствии со структурой ремонтного цикла для этого оборудования.

3.1.11 Средний ремонт

— это вид планово-предупредительного ремонта, состоящий в замене или восстановлении всех деталей и узлов, кроме базовых, для обеспечения надежной работы оборудования до следующего среднего и капитального ремонта. Средний ремонт предусматривается для машинного вида оборудования, резервуаров и газгольдеров.

3.1.12 Капитальный ремонт

— это наибольший по объему вид планово-предупредительного ремонта, состоящий в полной разборке технологического оборудования, замене изношенных деталей и узлов, включая базовые, с последующей сборкой, регулировкой и испытанием ремонтируемого оборудования с целью достижения первоначальной или близкой к ней мощности оборудования.

В объем капитального ремонта установки входит:

3.1.12.1 Объем работ текущего ремонта установки.

3.1.12.2 Капитальный ремонт оборудования и аппаратов в соответствии с их ремонтными циклами.

3.1.12.3 Замена изношенных трубопроводов, оборудования и аппаратов.

Во время капитального ремонта проводятся работы по реконструкции, модернизации и другие виды работ, которые невозможно проводить во время текущего ремонта установки.

3.1.13 Плановый ремонт

— ремонт, постановка на который осуществляется в соответствии с планом-графиком, составленным на основании требований нормативных документов и по результатам контроля технического состояния оборудования.

3.1.14 Неплановый ремонт

— ремонт, постановка оборудования на который осуществляется для устранения последствий отказов или повреждений без предварительного назначения.

3.1.15 Нормативный документ (НД)

— документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов.

3.1.16 Ремонт по техническому состоянию

— плановый ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативно-технической документацией или производственными инструкциями, а объем и момент начала ремонта определяется техническим состоянием оборудования.

3.1.17 Наработка

— суммарная продолжительность работы оборудования между пуском в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта и до момента вывода из эксплуатации по достижении предельного состояния или в капитальный ремонт.

3.1.18 Межремонтный период

— промежуток времени между двумя очередными капитальными ремонтами.

3.1.19 Запасная часть

— составная часть оборудования, предназначенная для замены находившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановления исправности работоспособности изделия.

3.1.20 Ресурс

— суммарная наработка оборудования от начала его эксплуатации или её возобновления после капитального ремонта до перехода в предельное состояние.

3.1.21 Остаточный ресурс

— суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

3.1.22 Срок службы

— календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или её возобновления после капитального ремонта до перехода в предельное состояние.

3.1.23 Техническое состояние

— состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на оборудование.

3.1.24 Контроль технического состояния

— проверка соответствия технического состояния оборудования требованиям технической документации, определение на этой основе его работоспособности.

3.1.25 Техническое диагностирование (диагностирование)

— определение технического состояния оборудования.

3.1.26 Параметр оборудования

— характеристика данного оборудования, отражающая физическую величину. Физическими величинами оборудования являются геометрические размеры, физико-механические характеристики материалов, температура, давление, скорость и другие технические характеристики.

3.1.27 Предельное состояние

— состояние оборудования, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

3.1.28 Критерий предельного состояния

— признак или совокупность признаков предельного состояния оборудования, установленные нормативной и (или) конструкторской (проектной) документацией.

3.1.29 Работоспособное состояние (работоспособность)

— состояние оборудования, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям НД.

3.1.30 Испытание

— техническая операция, заключающаяся в установлении одной или нескольких характеристик данного оборудования в соответствии с установленной процедурой.

3.1.31 Монтаж (демонтаж)

— установка (снятие) оборудования или его составных частей на месте эксплуатации.

3.1.32 Модернизация

— комплекс работ по улучшению технико-эксплуатационных характеристик оборудования, находящихся в эксплуатации, путем замены отдельных составных частей на более совершенные.

3.1.33 Качество ремонтных работ

— совокупность свойств и характеристик оборудования после ремонта, которые должны соответствовать нормативной документации.

3.1.34 Надежность

— свойство оборудования сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.

3.1.35 Отказ

— событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния оборудования.

3.1.36 Конструктивный отказ

— отказ, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленных правил и (или) норм проектирования и конструирования.

3.1.37 Эксплуатационный отказ

— отказ, возникший по причине, связанной с нарушением установленных правил и (или) условий эксплуатации.

3.1.38 Производственный отказ

— отказ, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленного процесса изготовления или ремонта, выполняемого на ремонтном предприятии.

3.1.39 Деградационный отказ

— отказ, обусловленный естественными процессами старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации.

3.1.40 Внезапный отказ

— отказ, характеризующийся скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров оборудования.

3.1.41 Средства

— машины, механизмы, сооружения, оборудование, инструменты, оснастка, приборы, средства механизации, а также запасные части, заготовки и материалы, используемые в процессах технического обслуживания, контроля технического состояния и ремонта.

3.1.42 Охрана труда

— система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

3.1.43 Промышленная безопасность опасных производственных объектов

— состояние защищенности жизненно-важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

3.1.44 Устройства безопасности

— технические устройства, предназначенные для предотвращения аварий, локализации или развития аварийных ситуаций.

3.1.44 Авария

— разрушение сооружений и(или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и(или) выброс опасных веществ.

3.1.45 Инцидент

— отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение режима технологического процесса, нарушение положений настоящего Федерального закона и иных нормативных правовых актов РФ, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте

3.1.46 Производственная санитария

— система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работающих вредных производственных факторов.

3.2 В настоящем Положении используются следующие сокращения:

ГГТН РФ
— Госгортехнадзор Российской Федерации.

НД
— нормативная документация;

ЗСК
— Завод стабилизации конденсата

ПДС
— производственно-диспетчерская служба

МРС
— механоремонтная служба

ОГМ
— отдел главного механика;

СГЭ
— служба главного энергетика;

ОТН
— отдел технического надзора;

ОМТС
— отдел материально-технического снабжения;

ИТР
— инженерно-технические работники;

РМЦ
— ремонтно-механический цех;

ППР
— планово-предупредительный ремонт;

КИП и А
— контрольно-измерительные приборы и автоматика;

ПАЗ
— приборы автоматической защиты;

МКК
— межкристаллитная коррозия;

АЭ
— акустико-эмиссионный контроль;

ШФЛУ
— широкая фракция легких углеводородов.

4 КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Технологическое оборудование, в зависимости от назначения и конструктивных особенностей, разделяется на следующие группы:

4.1 МАШИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

4.1.1 Компрессоры поршневые

4.1.2 Компрессоры центробежные

4.1.3 Насосы поршневые и плунжерные

4.1.4 Насосы центробежные

4.1.5 Насосы вихревые и лопастные

4.1.6 Центрифуги

4.1.7 Вентиляторы и дымососы центробежные

4.1.8 Вакуум-фильтры барабанные

4.1.9 Кристаллизаторы

4.1.10 Вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения (АВО)

4.1.11 Вентиляторы для градирен

4.2 КОЛОННЫЕ АППАРАТЫ, ЕМКОСТИ

4.2.1 Колонны

4.2.2 Емкости

4.2.3 Испарители

4.2.4 Газгольдеры

4.2.5 Резервуары

4.2.6 Сепараторы

4.2.7 Котлы-утилизаторы

4.3 ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ

4.3.1 Теплообменники

4.3.2 Холодильники

4.4 ПЕЧИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

4.5 РЕАКТОРЫ

4.6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА

4.6.1 Задвижки, вентиля

4.6.2 Предохранительные, дыхательные клапаны

4.6.3 Обратные клапаны

4.6.4 Регулирующие клапаны

5 СТРУКТУРА И ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ РЕМОНТНЫХ ЦИКЛОВ ОБОРУДОВАНИЯ

5.1 Основой плановых ремонтов являются структуры ремонтных циклов и графики ППР.

5.2 Структура ремонтных циклов и продолжительность межремонтных периодов оборудования зависит от его конструкции, условий эксплуатации и характера воспринимаемых нагрузок и т.д.

5.3 Структура ремонтных циклов, продолжительность межремонтных периодов и простоя в ремонте технологических установок указаны в таблице 5.1.

Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов технологических установок завода

Таблица 5.1

Наименование технологических установок  

Продолжительность межремонтного периода, год время простоя в ремонте, сутки

Подготовка к ремонту, суток  

Пуск после ремонта, суток  

Структура ремонтного цикла  

Т  

К

1

2

3

4

5

6

Установка стабилизации конденсата (УСК-1, УСК-2)

3

2

К-15Т-К

Блок извлечения изопентана (БИИ)

3

2

К-15Т-К

Установка получения пропана (УПП)

3

2

К-15Т-К

Азотно-кислородная станция

2

2

К-2Т-К

Установка моторных топлив (УМТ)

3

2

К-Т-К

Установка каталитического риформинга (ОПУ «Петрофак»)

3

7

К-2Т-К

Установка каталитического риформинга (С-100,400)

3

7

К-2Т-К

Установка гидроочистки керосина и дизтоплива (С-200,300)

3

7

К-2Т-К

Эстакада сливо-наливная сжиженных газов

4

2

К-12СТО-2Т-К

Эстакада сливо-наливная светлых нефтепродуктов

4

2

К-16СТО-3Т-К

5.4 Отдельные виды технологического оборудования могут, при наличии резерва, выводиться в ремонт без остановки технологической установки. Структура и продолжительность ремонтных циклов и межремонтных периодов основного технологического оборудования приведена в таблице 5.2.

Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов технологического оборудования

Таблица 5.2

Оборудование  

Технологическая установка, среда  

Периодичность  

Структура ремонтного цикла  

Т, лет  

К, лет

Производство N 1

Оборудование установки стабилизации конденсата (УСК — 1,2)

Колонна ректификационная

Стабилизация газоконденсата, получение ШФЛУ

1

8

К-7Т-К

Теплообменники

Используемые для теплообмена чистых, неагрессивных сред

2

12

К-7Т-К

Печь вертикально-цилиндрическая

Фракционирование сжиженных газов

1

8

К-7Т-К

Сепаратор

Все установки

1

12

К-11Т-К

Аппараты воздушного охлаждения (АВО)

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование азотно-кислородной станции (АКС)

Холодильник

Среда неагрессивная, хладагент — вода

1

8

К-7Т-К

Влагоотделитель

Установка получения азота

1

8

К-7Т-К

Установка получения газообразного азота КА-02

Получение газообразного азота

1

8

К-7Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование воздушно-кислородной станции (ВКС)

Теплообменник, используемый для теплообмена чистых неагрессивных сред

Очищенный и осушенный природный газ, азот

2

12

К-5Т-К

Адсорбер

Установка осушки газа

1

12

К-11Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование Блока извлечения изопентана и установки получения пропана (БИИ и УПП)

Колонна ректификационная

Получение технического пропана

1

8

К-7Т-К

Испаритель

Все установки

1

4

К-3Т-К

Теплообменник, используемый для теплообмена чистых неагрессивных сред

Очищенный и осушенный природный газ, азот, этилен, пропан, бутан

2

12

К-5Т-К

Холодильник

Все установки

1

8

К-7Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Производство N 2

Оборудование установки моторных топлив (УМТ)

Колонна ректификационная

Атмосферная перегонка стабильного конденсата

1

2

К-Т-К

Стриппинг колонна (отпарная)

Предварительное охлаждение конденсата

1

2

К-Т-К

Теплообменник

Очищенный и осушенный природный газ

1

2

К-Т-К

Подогреватель

Теплофикационная вода

1

4

К-3Т-К

Печь нагрева

Экстрактивная очистка, адсорбционная осушка и фракционирование сжиженных газов

1

2

К-Т-К

Сепаратор

Все установки

1

12

К-11Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование опытно-промышленной установки «Петрофак»

Реактор риформинга

Каталитический риформинг

1

2

К-Т-К

Адсорбер — осушитель (реактор сероочистки)

Каталитический риформинг

1

2

К-Т-К

Колонна ректификационная

Стабилизации конденсата

1

2

К-Т-К

Теплообменник

Газовый конденсат

1

2

К-Т-К

Теплообменник — рибойлер (пароподогреватель)

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Теплообменник для водородсодержащих сред

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Холодильник-конденсатор

Все установки

1

8

К-7Т-К

Печь термического риформинга

Фракционирование сжиженных газов

1

2

К-Т-К

Сепаратор

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Емкости

Среда — водород

1

2

К-Т-К

Оборудование КОМТ — секция 100

Печь вертикально-секционная

Атмосферная перегонка стабильного конденсата

1

2

К-Т-К

Теплообменник

Нестабильный конденсат

1

2

К-Т-К

Холодильник-конденсатор

Неагрессивная среда

1

8

К-7Т-К

Колонна отпарная ректификационная

Стабилизации конденсата

1

2

К-Т-К

Адсорбер

Очистка и осушка сжиженных газов

1

4

К-3Т-К

Реактор риформинга

Каталитический риформинг

1

2

К-Т-К

Сепаратор

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкость

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование КОМТ — секция 400

Печь вертикально-секционная

Атмосферной перегонки стабильного конденсата

1

2

К-Т-К

Теплообменник

Фракционирование сжиженных газов

1

2

К-Т-К

Холодильник-конденсатор

Среда — неагрессивная

1

8

К-7Т-К

Реактор (гидроочистки) риформинга

Каталитический риформинг

1

2

К-Т-К

Колонна отпарная ректификационная

Стабилизация конденсата

1

2

К-Т-К

Сепаратор

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование КОМТ — секция 200

Реактор гидроочистки и депарафинизации

Гидроочистка ШФЛУ, содержащих сернистые соединения

1

2

К-Т-К

Колонна стабилизации

Получение ШФЛУ

1

2

К-Т-К

Колонна отдува сероводорода из бензина

Очистка от меркаптанов сжиженных газов

1

2

К-Т-К

Теплообменник, для водородсодержащих сред

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Холодильник

Среда — неагрессивная

1

8

К-7Т-К

Печь вертикально-цилиндрическая

Фракционирование гидрогенизата

1

2

К-Т-К

Сепаратор

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкость

Водород, Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Емкость

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование КОМТ — секция 300

Реактор гидроочистки

Гидроочистка керосина

1

2

К-Т-К

Колонна стабилизации

Получение ШФЛУ

1

2

К-Т-К

Теплообменник

Нестабильный конденсат

1

2

К-Т-К

Холодильник-конденсатор

Среда неагрессивная

1

8

К-7Т-К

Печь вертикально-цилиндрическая

Фракционирование гидрогенизата

1

2

К-Т-К

Сепаратор

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

АВО

Все установки

1

16

К-15(Т-С)-Т-К

Емкость

Все установки

1

16

К-15Т-К

Пароподогреватель

Газ

1

4

К-3Т-К

Оборудование котельной утилизации КОМТ

Котел-утилизатор

Все установки

1

4

К-3Т-К

Холодильник

Среда — неагрессивная

1

8

К-7Т-К

Сепаратор

Все установки

1

8

К-7Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование азотно-водородной воздушной компрессорной (АВВК)

Холодильник

Среда — неагрессивная

1

8

К-7Т-К

Холодильник

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Емкость

Среда — неагрессивная

1

8

К-7Т-К

Емкость

Водородсодержащий газ

1

2

К-Т-К

Производство N 3

Оборудование резервуарного парка — 1 (РП-1)

1

2

3

4

5

Сепараторы

Все установки

1

8

К-7Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование резервуарного парка — 2 (РП-2)

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование резервуарного парка — 3 (РП-3)

Теплообменник

Все установки

1

8

К-7Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование резервуарного парка — 4 (РП-4)

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Оборудование Установки регенерации метанола

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Скруббер

Установки различного назначения

2

12

К-5Т-К

Оборудование цеха отгрузка готовой продукции (ОГП и АСН)

Емкости

Все установки

1

23

К-22Т-К

Теплообменники

Неагрессивная среда

1

8

К-7Т-К

Оборудование котельных

Котел паровой

Неагрессивная среда

1

3

К-2Т-К

Экономайзер (чугун, сталь)

Неагрессивная среда

1

4

К-3Т-К

Теплообменники

Неагрессивная среда

1

6

К-5Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Деаэратор

Все установки

1

4

К-3Т-К

Охладитель

Неагрессивная среда

1

4

К-3Т-К

Сепаратор непрерывной продувки

Все установки

1

4

К-3Т-К

Горелка газомазутная

Все установки

1

4

К-3Т-К

Оборудование комплекса очистных сооружений (КОС)

Гидроциклон

Неагрессивная среда

1

4

К-3Т-К

Теплообменник

Неагрессивная среда

1

4

К-3Т-К

Емкости

Все установки

1

16

К-15Т-К

Аэратор

Все установки

1

4

К-3Т-К

5.5 Время, установленное для ремонта технологической установки (оборудования), подразделяется на три периода:

подготовительный

— время, необходимое для остановки, откачки продукта, установки заглушек, чистки, пропарки, охлаждения, выдачи разрешения на производство работ;

ремонтный

— время, необходимое для выполнения всего объема ремонта и сдачи установки под опрессовку;

заключительный

— время, необходимое на опрессовку (обкатку) и пуск установки.

5.6 Простой в ремонте технологической установки определяется с момента прекращения подачи сырья до вывода установки на постоянный режим.

5.7 Продолжительность простоя технологической установки в ремонте может быть увеличена, по сравнению с нормативной, при проведении, одновременно с ремонтом, работ по реконструкции и модернизации.

5.8 Дополнительное время, на выполнение работ по техническому перевооружению или на реконструкцию технологической установки, определяется на основании проектно-сметной документации.

5.9 Допускаемые отклонения периодичности ремонтов приводятся в таблице 5.3.

Допускаемые отклонения периодичности ремонтов, %

Таблица 5.3

Оборудование  

Текущий  

Средний  

Капитальный

Печи и колонные аппараты

±10

±10

Теплообменные аппараты

+5, -10

±10

Компрессоры

±10

±5

+20, -10

Насосы и вентиляторы

±5

±5

±5

Сливо-наливные эстакады

±5

±5

±20

5.10 Наработка оборудования осуществляется в часах отработанного времени.

5.11 Продолжительность сезонного технического обслуживания (СТО) сливо-наливных эстакад составляет 10 суток.

5.12 В зависимости от максимальной скорости коррозии одного из элементов резервуара, определяемой по результатам обследования технического состояния резервуара, составляется и утверждается перечень резервуаров с указанием периодичности ремонтов. Периодичность ремонта стальных цилиндрических резервуаров в зависимости от скорости коррозии элементов представлена в таблице 5.4

Периодичность ремонта стальных цилиндрических резервуаров

Таблица 5.4

Вид ремонта  

При скорости коррозии до 0,1 мм/год  

При скорости коррозии более 0,1 до 0,3 мм/год  

При скорости коррозии более 0,3 до 0,5 мм/год  

При скорости коррозии более 0,5 мм/год

Текущий

1 раз в 6 мес.

1 раз в 6 мес.

1 раз в 6 мес.

1 раз в 6 мес.

Средний

1 раз в 6 лет

1 раз в 3 года

1 раз в 2 года

1 раз в год

Капитальный

По мере необходимости

По мере необходимости

По мере необходимости

По мере необходимости

5.13 Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов запорной арматуры приведена в таблице 5.5.

Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов запорной арматуры

Таблица 5.5

Наименование оборудования  

Периодичность проведения ремонтов

Структура ремонтного цикла  

Текущий, лет  

Капитальный, лет

Задвижки стальные

1

5

К-4Т-К

Предохранительные клапаны

1

5

К-4Т-К

Обратные клапаны

1

5

К-4Т-К

Регулирующие клапаны

1

5

К-4Т-К

Трубопроводы:

наружные

3

15

К-7Т-К

внутренние

3

15

К-7Т-К

Примечание — Если в паспорте задвижки указаны показатели надежности по сроку службы до ремонта и среднему ресурсу, то периодичность проведения ремонта задвижки устанавливаются согласно этим показателям.

5.14 Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов машинного оборудования, представленные в таблице 5.6, являются базовыми.

Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов машинного оборудования

Таблица 5.6

Наименование оборудования  

Время работы (в часах) между  

Структура ремонтного цикла  

техническими обслуживаниями

текущими ремонтами  

средними ремонтами  

капитальными ремонтами

Насосы центробежные:

Перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

2160

4320

17280

К-3(Т-С)-Т-К

Перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

1440

2880

8640

К-2(Т-С)-Т-К

Перекачивающие кислоты и щелочи, не очищенные от серы сжиженные газы, фенольную воду

1440

4320

8640

К-2Т-С-2Т-К

Перекачивающие сжиженные газы, реагенты

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Водяные

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вихревые и роторные

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вакуумные

4700

9400

28200

К-Т-2(С-Т)-К

Питательные

4320

43200

К-9Т-К

Фекальные

3300

6600

33000

К-4(Т-С)-Т-К

Центрифуги (маслостанции)

720

4320

17280

К-3(5Т-С)-5Т-К

Вентиляторы центробежные и осевые, вентиляторы дутьевые (ВДН)

720

2160

34560

К-15Т-К

Дутьевой вентилятор ВДН-15

720

2160

34560

К-15Т-К

Дымосос ДН-21; ДН-24М; 12,5

4320

8640

51840

К-5(Т-С)-Т-К

Воздуходувки

4320

8640

51840

K-5(T-С)-T-К

Общеобменная вытяжная и приточная системы

4320

25920

К-5Т-К

Краны, тали электрические:

краны, электрические тали, имеющие ручной привод, работающие в любых условиях

720

8640

51840

К-5Т-К

краны, электрические тали, имеющие машинный привод и работающие в легком режиме при монтаже и ремонте оборудования

720

8600

51600

К-5Т-К

краны и электрические тали, имеющие машинный привод и работающие в среднем режиме в механических цехах

480

5110

45990

К-8Т-К

краны и электрические тали, имеющие машинный привод и работающие в тяжелом режиме

470

2350

21150

К-8Т-К

краны и электрические тали, имеющие машинный привод, работающие в весьма тяжелом режиме

300

1500

13500

К-8Т-К

Компрессоры поршневые:

типа 2ВМ4-12/65,
2ВМ4-15/25

720

2160

6480

25920

К-3(2Т-С)-2Т-К

2ВМ2,5-5/221,ВПЗ-20/9

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

АК-150 СИ (Станция зарядная — ПО-43)

720

4320

12960

25920

К-2Т-С-2Т-К

2ГМ4-12/65 2ГМ16-24/40-60С, 2ГМ16-31/24-36

720

2160

8640

17280

К-3Т-С-3Т-К

Компрессоры центробежные:

4ЦГ2-230/24-31

8640

25920

К-2С-К

LMC-311F

4320

8640

34560

K-3(T-С)-T-К

Компрессор диафрагменный DO601 G10/25

1440

7200

21600

К-4Т-2(С-4Т)-К

Турбодетандер ДТ-1/4

720

4000

8000

24000

К-2(Т-С)-Т-К

Холодильная машина 1 МКВ-6-1-2

720

6000

18000

36000

К-2Т-С-2Т-К

Примечание:
Краны, тали электрические, имеющие машинный привод и работающие в легком, среднем режиме при монтаже и ремонте оборудования, для которых не ведется учет времени работы, проводится:

Текущий ремонт — 1 раз в год

Капитальный ремонт — по мере необходимости

5.15 Приведенные в таблице 5.7 структуры ремонтных циклов и продолжительность межремонтных периодов машинного оборудования установлены в зависимости от условий его эксплуатации структурными подразделениями ЗСК.

Структура ремонтного цикла и продолжительность межремонтных периодов машинного оборудования Завод стабилизации конденсата

Таблица 5.7

Оборудование  

Продолжительность работы (в часах) между  

Структура ремонтного цикла  

техническими обслужи-
ваниями

текущими ремонтами  

средними ремонтами  

капитальными ремонтами  

Производство N 1

Оборудование Установки стабилизации конденсата (УСК-1)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С:

ТКА-63/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 560/335-120, НК 560/335-180

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НК 560/120

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НК 560/180

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК 560/120

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560/180

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560/335-120

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560/335-70

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

АХП-45/31 Д1

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК-65/35-240

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

06-300 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 6,3; N 4; N 3,2; N 5; N 10; N 12,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 12,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВСН N 16

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Установки стабилизации конденсата (УСК-2)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 65/125;

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НД 2,5 100/10

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК-560/180

720

4320

8640

25920

K-2(T-С)-T-К

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК 560/120

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

АХП-45/31 Д1

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ 4-70 N 12,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ 4-70 N 5; ВЦ 4-75 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВО 6-300 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Блока извлечения изопентана и установка получения пропана (БИИ и УПП)

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК 200/370

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 210/200

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 65/125

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 65/35-240

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НВЕ 50/50

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

ТКА 210/80

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие щелочи

ДП 2500/10

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

К 20-50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НРЛ 2/25

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

ЦНС 11 МТ 32/2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-70 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 4

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Азотно-кислородной станции (АКС)

Компрессор поршневой

2ВМ4-12/65

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

2ВМ2,5-5/221

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

CERNA 80-65-160

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насос вихревой

ВК1/16А-У2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-70 N 3,15; N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Турбодетандер ДТ-1/4

720

4000

8000

24000

К-2(Т-С)-Т-К

Холодильная машина 1 МКВ-6-1-2

720

6000

18000

36000

К-2Т-С-2Т-К

Оборудование Воздушно-кислородной станции (ВКС)

Компрессоры поршневые

ВП3-20/9

720

2160

6480

25920

K-3(2T-С)-2T-К

Насосы водяные

К 45/30

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-70 N 4; N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Производства N 2

Оборудование Установки моторных топлив (УМТ)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 65/125

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НК 210/200

720

4320

8640

25920

K-2(T-С)-T-К

НК 560/180

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 210/200

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 200/120; НК 200/80

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1,5хГ-3К-2,8-3

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1ЦГ12,5/50-4-2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/35-70Г

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НКВ 360/200

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/180

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/120

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ЦНС 38-110

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/35

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие реагенты

НШ-10Е

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

Ц4-70 N 10

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 2,5; N 3,15; N 4; N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

Дутьевой вентилятор ВДН-15

720

2160

34560

К-15Т-К

Дымосос ДН-21

4320

8640

51840

К-5(Т-С)-Т-К

Оборудование Опытной промышленной установки «Петрофак»

Компрессор центробежный LMC-311F

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Компрессор диафрагменный DO601 G10/25

1440

7200

21600

К-4Т-2(С-4Т)-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

LMV-311

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

LMV-322

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

LMV-806

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

GG-475

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ВКС 1/16 А-У

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

P1-NSC-FM

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

510-A-N3

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

FC-16

720

2160

34560

К-15Т-К

FC-15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВI-13

720

2160

34560

К-15Т-К

PF-16

720

2160

34560

К-15Т-К

PF-18

720

2160

34560

К-15Т-К

PF-12

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц 14-46

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц 14-463,15

720

2160

34560

К-15Т-К

SAUBC-1080

720

2160

34560

К-15Т-К

FG

720

2160

34560

К-15Т-К

180WPF

720

2160

34560

К-15Т-К

120WPF

720

2160

34560

К-15Т-К

135WPF

720

2160

34560

К-15Т-К

90WPF

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Азотно-водородной воздушной компрессорной (АВВК)

Компрессор 2ВМ4-15/25

720

2160

6480

25920

К-3(2Т-С)-2Т-К

Компрессор 2ВМ4-12/65

720

2160

6480

25920

К-3(2Т-С)-2Т-К

Компрессор 2ГМ4-12/65

720

2160

8640

17280

К-3Т-С-3Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты до 200 °С

FDRC 80-400

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

12Е32

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

Ц4-75 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-75 N 10

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-75 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц14-46 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование КОМТ

Оборудование установки каталитического риформинга (С-100,400)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 210/200

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НКВ 360/200

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НПС 200/700

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ТКА 63/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НД-2500/40

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ДП 25/40

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

М 1250/40

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие щелочи

НК 65/35

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НД 1,0 1000/20

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВР 80 75 N 5; N 6,3; N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-14-46 N 5и

720

2160

34560

К-15Т-К

ВР-300-45 N 3,15р

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-75 N 6,3; 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 5; N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Установки гидроочистки дизельного топлива (С-200)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 210/200

720

4320

8640

25920

K-2(T-С)-T-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НПС 125/65-750

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1ЦГ 25/80

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ДП 16/63

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой выше 200°

1ЦГ 12,5/50

2160

4320

17280

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой до 200°

4ЦГ 50/80

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие щелочи

НК 210/80

2160

4320

17280

К-3(Т-С)-Т-К

НК 200/370

2160

4320

17280

К-3(Т-С)-Т-К

ЦНС 38/110

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ЦНС 38/88

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

НРЛ 08/63

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВР 80 75 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-14-46 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование котельной КОМТ

18 МП 32×7 (насос)

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НКУ 250-УХЛ4 (насос)

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Дымосос 24М

4320

8640

51840

К-5(Т-С)-Т-К

Оборудование установки гидроочистки керосина (С-300)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НПС 200/700

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

2ЦГ 50/80

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 210/200

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

М 500/100

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НКВ 360/125

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НД 2,5 Р 10000/10

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВР-86-77 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

ВР-300-45 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N6,3; N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование ЦТП

Насосы водяные

Кс 12-50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

JPg 100/213-22/2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВР-80-75 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-46 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование компрессорного отделения КОМТ

Компрессор поршневой 2ГМ16-24/40-60С

720

2160

8640

17280

К-3Т-С-3Т-К

Компрессор центробежный 4ГЦ2-230/24-31

8640

25920

К-2С-К

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НМШ5-25-40/4Б-10

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Г-11-24

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ХЕ 45/90АК

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ХЕ 45/90 АК 50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

А3-3В.8/63

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Центрифуги (маслостанции)

720

4320

17280

К-3(5Т-С)-5Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-75 N 2,5; N 3,15; N 5; N 6,3; N 10; N 12,5;

720

2160

34560

К-15Т-К

ВР-80-75 N 8; N 4

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ14-46 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Производства N 3

Оборудование Резервуарного парка N 1

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

АХП 45/31

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ПТ1-1-4/1000

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ПТ1-1-2,5/1000

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НКВ 600/320

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 360/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/180

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/300

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/335

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/120

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

КМН 80-65-175

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

Ц4-70 N 10; N 4

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-75 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-75 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

06-300 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Резервуарного парка N 2

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НВ-50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/35

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 210/80

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 65/125

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НМ 100/25

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/335

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/300

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/120

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

КМН 80-65-175

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ-4-70 N 10; N 3,15; N 8; N 12,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-70 N 4; N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

06-300 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Резервуарного парка N 3

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 560/300

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НК 560/335-70

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие сжиженные газы

АХП 45/31

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560-300

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560/335-70

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

КМН 80-65-175

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Ipn 150/360-30/4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ЦН 400-105

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1К 80-65-160

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ 4-70 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ 4-70 N 4

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ 4-75 N 10

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ 4-70 N 10

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ 4-70 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

О,6-300 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Резервуарного парка N 4

Насосы, перекачивающие сжиженные газы

НКВ 360/125

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 200/370

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

АХП 45/31

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НПС 200/700

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

4ЦГ 50/50

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560/300

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НК 560/335

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие неочищенные от серы сжиженные газы

НД 10Р25/40К

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Водяные насосы

КМН 80-65-175

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

Ц4-70 N 3,15; N 4; N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 10

720

2160

34560

К-15Т-К

Ц4-70 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

06-300 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование установки регенерации метанола (УРМ)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

I площадка

ЦМГ-6,3/50

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

ГХ 100/32-6,3/32КВ

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

SRZ 663 WWQ

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

YR 100/65-250

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

ЦНГ 2,5/40КВ

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

НДТ 2,5/40Х-14В

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Насос вакуумный CVSG 290/50

720

4700

9400

28200

К-2(Т-С)-Т-К

II площадка

CMH-M32-250-135/40WX

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

СНН-М40-200-110/20 WX

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

СМН-М25-200-100/30 WX

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

CVP-WWG

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

К 20/30

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

К 18/8А

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Р 08-30,01

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Ш2-25

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Х-Е65-50-125Д

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

III площадка

ГХ 100/32

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

SBZ 663 WWQ

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

ЦМГ 6,3/32

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

ЦМГ 2,5/40

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

ДП 2,5/40 к 14 в

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

CVSC 290-50

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

ЦПН 5/20

720

4320

8640

25920

К-2(Т-С)-Т-К

Парк реактивных топлив

Насосы центробежные

НК 210/200-2ГС

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НКВ 360/80К-1АС

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВР-4-75 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-75 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-70 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВР 90-76 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

В-О6-300 N 6,ЗА

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-70 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-70-2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

В-О6-300 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

Узел подготовки и ввода присадок

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

ТКА 63/125ГХ

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НД 5000/10 А-14В

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НД 1,0 2500/10

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВЕ 50/50-3,0

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВР-80-75 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВР-300-45 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВР 86-77 N 4

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ-4-70 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование цеха отгрузки готовой продукции (ОГП)

Ipn

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

АСВН-80А

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ВЛТ-1300

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ВЛТ-1700

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вакуумный насос ВВН-3Н

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы водяные

Д 200-90

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

К 65-50-160

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-70 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ14-46 N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ14-46 N 3,2

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 3,15

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ14-46 N 4

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-76 N 12,5

720

2160

34560

К-15Т-К

06-300 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ14-46 N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование автоматической станции налива цеха отгрузки готовой продукции (АСН цеха ОГП)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НМ-100/25

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Оборудование цеха тепловодоснабжения и канализации (ТВС и К)

Насосы, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СМ 100-65-200/2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ЦН-400-105

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

КМ 100-65-200/2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ЦНС 35/110, НЦС-3М

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Д 200/90

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

К 40/30

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие воду

КМ 160/20

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Д 315/71, Д 320/70, Д 320/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

КМ 90/55а

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Фекальные насосы

СМ-125-80-315/4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СМ-100-65-250/4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ФГ 25, 5/14,5

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СМ 100-65-200/2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СД 50/56

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие сжиженные газы, реагенты

К 290/30

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Д 315/70, 1Д 500/63

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ДП 1000/65

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НА 9×4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СМ-125-80-315/4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-70 N 2,5; N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 2,5; N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

Оборудование Паросилового цеха (ПСЦ)

Насосы питательные:

ЦНСГ 60-198

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

18 МП 32×6

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие воду

ЦНС 38-44

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

КН 40-45

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

С-65-50-160, АС-65-50-260

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

КС-12-50/2

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

К-100-65-200, 2К-65-50-160

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

ЦН-200Д-90, ЦН-400-105

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1Д630-90

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие реагенты

X 65-50-12,5; Е 36-18

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Дымососы ДН-12,5

6

24

К-3Т-К

Дутьевые вентиляторы ВДН-11,2

12

36

К-2Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

60-300 N 8

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-70 N 2,5; N 4; N 8; N 12,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 2,5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВКР-5; ВКР 6-30

720

2160

34560

К-15Т-К

Цех очистных сооружений (ЦОС)

Насосы, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НСЦ-3

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

АХП 45/31

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СД 100/40, СД 16/25

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

КМ 100-80-160

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

НВ 50/50

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы, перекачивающие кислоты и щелочи, не очищенные от серы сжиженные газы, фенольную воду

АХЕ 65-50-160, 1ГрК 50/16

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

2,5 НД 1000/16

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

НД 2,5-1000/16

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

К 20/30, УРП-3

720

2160

4320

25920

К-5(Т-С)-Т-К

Водяные насосы

СД 50/56, СД 80/18

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1Д 200/90

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

СМ 100-65-200/21

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

50Ш40А

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

К290/18, 6К-12У,К 90/85

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

К 45/55, К 90/35

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Д 320-70-УХЛ4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

1Д315-71а-УХЛ4

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы фекальные

НС-60, НСЦ-3

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

КМ 65-50-160

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Насосы вихревые

ВКС 1/16, ВК 4/24

720

4320

8640

34560

К-3(Т-С)-Т-К

Вентиляторы приточных (вытяжных) систем

ВЦ4-70 N 2,5; N 3,15; N 4; N 5; N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ4-75 N 2,5; N 3,15; N 4; N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВЦ 14-46 N 6

720

2160

34560

К-15Т-К

06-300 N 4; N 5

720

2160

34560

К-15Т-К

ВКР N 6,3

720

2160

34560

К-15Т-К

     
6 ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ

6.1 Основная цель планирования проведения ТО и Р оборудования заключается в обеспечении работоспособного состояния и безопасных условий эксплуатации оборудования при оптимальных размерах финансовых, материально-технических, трудовых и других ресурсов.

6.2 Планированию подлежат все работы и затраты, связанные с обеспечением безопасности и эксплуатационной надежности оборудования, включая:

— регламентированные работы технического обслуживания;

— диагностирование;

— ремонт оборудования по план-графикам;

— ремонт оборудования по техническому состоянию;

— модернизация оборудования;

— замена оборудования;

— другие работы по обеспечению работоспособности и безопасной эксплуатации оборудования.

6.3 Планирование ремонтов осуществляется в последовательности — от конкретного оборудования, эксплуатируемого в подразделении, до сводного план-графика по заводу в целом.

6.4 Расчет затрат на планируемый год для производства ремонтных работ (в стоимостном выражении) производит планово-экономический отдел завода (ПЭО).

6.5 Определение затрат на капитальный ремонт оборудования, порядок и сроки формирования и утверждения планов, а также порядок финансирования работ по капитальному ремонту должны выполняться согласно требованиям, установленными «Временным положением о порядке планирования затрат на проведение работ по капитальному ремонту основных средств ОАО «Газпром» и другими действующими положениями вышестоящих организаций.

6.6 Для проведения ремонтов, связанных с остановкой технологических установок, вызывающих изменение объемов производства и поставки товарной продукции, завод разрабатывает сводный годовой план-график и согласовывает его с центральной производственно-диспетчерской службой вышестоящей организации.

6.7 Ремонту подлежат составные части оборудования или оборудование в целом, техническое состояние которых к началу ремонта может достичь или приблизиться к предельному. Из экономических соображений допускается проведение ремонта или замена некоторых элементов оборудования или оборудования в целом, до достижения им предельного состояния, в целях совмещения времени ремонта или замены с временем остановок оборудования. Замене подлежит оборудование, выработавшее нормативный ресурс, и дальнейшая эксплуатация которого нецелесообразна.

6.8 Ответственной за планирование, организацию и проведение ТО и Р оборудования является механоремонтная служба завода (МРС).

6.9 Реализация системы ТО и Р оборудования должна предусматривать организационную, конструкторскую, технологическую, материально-техническую подготовку.

6.9.1 Организационная подготовка предусматривает распределение работ между подрядными организациями и заводом. Организация работ проведения ТО и Р предусматривает своевременное и качественное выполнение технического обслуживания, контроля технического состояния (диагностирования), ремонта и замены, а также других работ для поддержания исправного состояния, безопасной эксплуатации и надежности оборудования и установок в целом.

6.9.2 Конструкторская подготовка системы ТО и Р предусматривает организацию разработки, учета, хранения и использования по назначению эксплуатационной, ремонтной, конструкторской и проектной документации, используемой при техническом обслуживании, подготовке к ремонту, проведении ремонта и контроля после ремонта, а также при модернизации оборудования, изготовлении запасных частей, оснастки и средств механизации работ в соответствии с требованиями Единой системы конструкторской документации (ЕСКД) и документов по разработке проектов и смет для промышленного строительства. Конструкторскую подготовку системы ТО и Р осуществляет проектно-конструкторское бюро завода (ПКБ).

6.9.3 Технологическая подготовка работ предусматривает организацию разработки, учета, хранения и использования по назначению технологической документации, проектов организации работ, используемых при подготовке к ремонту, проведении ремонта и контроле после ремонта, а также при изготовлении запасных частей, оснастки и средств механизации работ в соответствии с требованиями Единой системы технологической подготовки производства (ЕСТПП), Единой системы технологической документации (ЕСТД) и других документов по разработке проектов организации строительства и проектов производства работ.

Технологическая подготовка ремонтных работ, выполняемых подрядными организациями, осуществляется ими на основании проектно-сметной документации, передаваемой заказчиком, и согласовывается с ним.

Технологическая подготовка организуется и осуществляется механоремонтной службой завода.

Учет, хранение технологических документов и внесение в них изменений должны производиться МРС.

6.9.4 Материально-техническая подготовка системы ТО и Р включает организацию инструментального хозяйства, мероприятия по обеспечению поверенными измерительными инструментами и приборами, нормирование и создание оборотного фонда сменного оборудования, запасных частей и материалов.

6.10 Планирование ТО и Р технологического оборудования осуществляется на основании требований настоящего Положения.

6.11 Годовые планы-графики ТО и Р оборудования и установок являются основанием для расчета потребности материальных и трудовых ресурсов при разработке производственных планов ремонтной службы завода, а также подрядных организаций.

6.12 План-график остановок технологических установок на ремонт должен быть составлен с учетом возможности круглогодичного производства работ с целью создания равномерной нагрузки ремонтных групп завода.

6.13 Увеличение межремонтного периода установок в пределах до 25% допускается только после проверки технического состояния оборудования установки комиссией под руководством главного инженера, в составе главных специалистов завода, руководителя службы технического надзора, инженера по технике безопасности, начальника и механика установки.

Увеличение межремонтного периода технологической установки свыше 25% допускается только с письменного разрешения вышестоящей организации.

Вновь установленные сроки должны быть доведены до руководителей подрядных организаций.

6.14 Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи установки в ремонт по акту и оформления наряда-допуска с указанием ответственных лиц за подготовку и проведение ремонтных работ.

6.15 При проведении ремонтных работ необходимо соблюдать «Положение о порядке безопасного проведения ремонтных работ на химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах», РД 09-250-98, утвержденное Госгортехнадзором России 10 декабря 1998 г.

6.16 Все виды ремонтов машинного оборудования должны проводиться в соответствии с технической документацией, разработанной заводом-изготовителем (руководством по ремонту, инструкцией по производству ремонтных работ) с учетом конкретных условий эксплуатации на заводе и фактического технического состояния оборудования, определяемого методами технической диагностики. При отсутствии указанной документации по ремонту машинного оборудования организацией разработки (обеспечения) ремонтной документации возлагается на МРС завода.

6.17 При проведении работ по ремонту конкретного вида оборудования необходимо руководствоваться соответствующими правилами, нормами, инструкциями по устройству и безопасной эксплуатации, по производству и приемке работ, по технике безопасности и промышленной санитарии.

6.18 Состав работ при текущем, среднем и капитальном ремонте должен разрабатываться с учетом рекомендуемого перечня работ по ремонту технологического оборудования, приведенного в Положении (раздел 7).

6.19 Текущий ремонт должен выполняться обслуживающим и ремонтным персоналом технологической установки, ремонтным подразделением завода по заказам подразделения — владельца оборудования, а также может выполняться сторонними ремонтными организациями подрядным способом.

6.20 Капитальный и средний ремонт оборудования выполняется механоремонтной службой завода и (или) сторонней ремонтной организацией.

6.21 Основанием для составления плана ремонтных работ являются:

— графики планово-предупредительного ремонта на все виды оборудования;

— замечания обслуживающего персонала по работе оборудования в межремонтный период;

— результаты обследования технического состояния оборудования, проведенные начальником установки совместно с представителями ОТН в межремонтный период.

6.22 Примерный перечень подготовительных работ к капитальному ремонту технологических установок с указанием сроков выполнения работ приведен в таблице 6.1

Примерный перечень подготовительных работ к капитальному ремонту технологических установок

Таблица 6.1

Наименование работ  

Ответственный исполнитель  

Сроки выполнения работ (в днях) до начала ремонта  

Продолжительность выполнения работы, в календарных днях  

начало работы  

конец работы

1. Выдача заявок на проектирование техдокументации по кап. ремонту установки в ПКБ

Начальник установки

150

2. Выполнение техдокументации по реконструкции установки и передача ее в МРС

Начальник ПКБ

250

120

130

3. Выполнение техдокументации по кап. ремонту

Главный механик

150

120

30

4. Составление ведомости дефектов и предварительной заявки на материалы и оборудование для ремонта

Механик установки

120

90

30

5. Согласование ведомости дефектов с МРС и ОТН

Начальник установки

90

80

10

6. Согласование ведомости дефектов и предварительной заявки на материалы и оборудование с ОМТС

Начальник установки

80

78

2

7. Распределение работ по исполнителям

Главный механик

78

75

3

8. Утверждение ведомости дефектов гл. инженером

Начальник установки

75

72

3

9. Составление окончательной заявки на материалы и оборудование

Начальник установки

72

67

5

10. Составление перечня работ и графика на изготовление запчастей, узлов, нестандартного оборудования и других работ, выполняемых в подготовительный период

Механик установки

72

62

10

11. Утверждение окончательной заявки на материалы и оборудование

Начальник установки

67

65

2

12. Составление графика подготовки установки и оборудования к ремонту и передача его в ПЭО. Оформление и выдача заказов техдокументации исполнителями работ (выписка из ведомости дефектов) и передача ведомости в ОМТС

Механик установки

62

57

5

13. Составление графика на завоз материалов и оборудования совместно с ОМТС, передача графика завоза в автотранспортный цех

Главный механик

65

60

5

14. Оформление требований на завоз материалов и оборудования для ремонта. Укомплектование материалами и оборудованием ремонтируемой установки

Механик установки

60

10

50

15. Изучение ведомости дефектов и ознакомление исполнителей с объемами ремонтных работ

Механик установки

57

50

7

16. Обработка ведомости дефектов планово-экономическим отделом завода

Начальник ПЭО

57

32

25

17. Изготовление запчастей, узлов нестандартного оборудования и др. работы, выполняемые в подготовительный период. Контроль за ходом выполнения графика изготовления

Начальник РМЦ

57

7

50

18. Оперативное совещание с исполнителями по предстающему ремонту

Главный механик

20

19

1

19. Утверждение план-графика ремонта установки

Главный механик

18

18

2

20. Размножение план-графика, выдача его исполнителям

Главный механик

18

15

3

21. Оформление схем пропарок, установки заглушек на оборудование и передача исполнителям

Начальник установки

18

10

8

22. Оформление дневника ремонта

Механик установки

15

12

3

23. Организация освещения рабочих мест

СГЭ

12

1

11

24. Подготовка и издание приказа на остановку и ремонт установки

ПДС

10

5

5

25. Размещение подрядных организаций на территории

Начальник установки

2

1

1

26. Предремонтная оперативка и ознакомление исполнителей с приказом на остановку и ремонт оборудования

Начальник установки

5

4

1

6.23 Порядок сдачи в ремонт и приемки из ремонта технологической установки, оборудования.

6.23.1 Основанием для остановки на плановый ремонт технологической установки (нитки), товарного парка или всего завода в целом является приказ по заводу, который готовит производственно-диспетчерская служба (ПДС).

Основанием для остановки на ремонт отдельного вида оборудования является распоряжение по производству.

В приказе и в распоряжении указываются:

— дата, время остановки, срок подготовки к ремонту, продолжительность ремонта и расчетная дата пуска;

— ответственные лица за подготовку к ремонту аппаратуры, оборудования и коммуникации, за организацию и проведение ремонта, за выполнение мероприятий по безопасности, предусматриваемых планом организации и проведение ремонтных работ, за пуск после ремонта;

— ответственные лица за безопасное проведение ремонтных работ:

— исполнители ремонтных работ.

6.23.2 Ответственными за подготовку и сдачу оборудования в ремонт должны быть:

— при остановке всего завода — главный технолог.

— при остановке производства — начальники производств;

— при остановке цеха, установки, отдельного вида оборудования — начальник цеха, установки.

6.23.3 На ответственного за подготовку и сдачу оборудования в ремонт возлагается обязанность и ответственность за выполнение в полном объеме подготовительных мероприятий с соблюдением установленной последовательности, обеспечение безопасных условий при проведении подготовительных работ и качество подготовки, содержание в порядке всей документации по ремонтным работам.

6.23.4 Ответственными за организацию и проведение ремонта должны быть:

— при остановке всего завода — главный механик;

— при остановке производства, установки, парка — старший механик производства;

— при остановке отдельных технологических ниток, отдельных парков, отдельных единиц оборудования установки (парков) — механики соответствующих объектов.

6.23.5 На ответственного за организацию и проведение ремонта возлагается обязанность и ответственность за обеспечение безопасных условий на ремонтируемом объекте и координацию ремонтных работ.

6.23.6 При участии подрядчика в проведении ремонтных работ, ответственным исполнителем работ, порученных подрядной организации, назначается должностное лицо подрядной организации.

6.23.7 При 2-сменной работе бригад необходимо организовать выход инженерно-технических работников заказчика и исполнителя для общего руководства ремонтом.

6.23.8 Руководители отдельных работ несут ответственность за выполнение ремонтным персоналом условий, указанных в планах ведения работ, обеспечение безопасности на рабочем месте и выполнение работающими правил и инструкций по технике безопасности.

6.23.9 Ремонтные работы, проводимые на отдельном оборудовании без полной остановки, полного освобождения и подготовки объекта в целом, а также на отдельных, параллельно работающих технологических нитках, в электроустановках производства, за исключением работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации технологическим персоналом на своем рабочем месте, проводятся по наряду-допуску, который является письменным разрешением на производство ремонтных работ.

6.23.10 На производство ремонтных работ на технологической нитке, выполняемых ремонтным персоналом соответствующих объектов, а также персоналом централизованной ремонтной службы, в обязанности которой, согласно должностных инструкций, входит ремонт оборудования закрепленного приказом по предприятию за данным техническим объектом, оформления наряда-допуска не требуется.

Указанный персонал должен проходить периодически инструктаж по безопасности проведения ремонтных работ в порядке, установленном на заводе и инструктаж на рабочем месте непосредственно перед началом работ.

6.23.11 На объекте, где ремонтные работы проводятся несколькими подрядными организациями и заказчиком, общая координация ремонтных работ осуществляется техническим руководителем объекта или лицом, назначенным руководителем предприятия, организации.

6.23.12 Ремонтные работы, проводимые на отдельно стоящих объектах, технологических нитках с полным освобождением аппаратуры и коммуникаций от рабочей среды с последующей проверкой, продувкой и отглушением от действующих внутрицеховых и межцеховых коммуникаций, проводятся без оформления наряда-допуска на основании приемо-сдаточного акта, за исключением специальных видов работ, определяемых:

— СНиП 12-03-2001, СНиП 12-04-2002, СНиП 12-03-99* (безопасность труда в строительстве, производстве земляных работ);

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СНиП 12-03-2001. — Примечание изготовителя базы данных.

— инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ;

— инструкцией по организации безопасного проведения газоопасных работ;

— правила технической эксплуатации и техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;

— инструкцией по выполнению работ на высоте.

Все эти работы проводятся по специальным разрешениям в порядке, установленном вышеперечисленными правилами, инструкциями.

6.23.13 При остановке на ремонт, в соответствии с месячным графиком ППР или вне графика, отдельных единиц оборудования (насос, компрессор, аппарат воздушного охлаждения, емкость) объем и содержание подготовительных работ, последовательность их выполнения, меры безопасности, которые следует выполнять при подготовке и проведении ремонта, а также ответственных лиц за подготовку и проведение ремонта определяет начальник производства, цеха (зам. начальника производства, цеха в отсутствии начальника производства, цеха).

При проведении неплановых ремонтных работ в ночное время и в выходные дни за их подготовку и проведение с обеспечением мер безопасности ответственным лицом является начальник смены. При этом ремонт ведется только оборудования, не имеющего резерва, ремонт ведется дежурными слесарями с привлечением вахтового персонала. В вахтовом журнале старшего оператора установки, участка начальник смены записывает выявленные дефекты оборудования, замененные детали и фамилии исполнителей работ. На основании этих записей механик установки, участка заполняет ремонтный журнал оборудования.

6.23.14 Неплановые ремонты технологического оборудования производятся в том же порядке, что и плановые, но с обязательным оформлением акта расследования причин, приведших к неплановому ремонту.

6.23.15 Аппараты, резервуары, коммуникации, машинное оборудование, подлежащие вскрытию, должны быть остановлены, освобождены от продукта, отключены и отглушены от действующей аппаратуры, при необходимости промыты, пропарены, продуты инертным газом или воздухом.

6.23.16 После окончания подготовительных мероприятий должен быть проведен анализ воздуха из аппаратов (резервуаров) на содержание углеводородов и кислорода.

6.23.17 Оборудование готовит к ремонту эксплуатационный (машинисты, аппаратчики, операторы) и обслуживающий дежурный персонал (дежурные слесари, электрики, мастера КИП и А) под руководством ответственного за подготовку к ремонту лица.

6.23.18 По окончании ремонта объект принимается по акту комиссией и допускается к эксплуатации после тщательной проверки сборки технологической схемы, снятия заглушек, испытания систем на герметичность, проверки работоспособности систем сигнализации, управления и ПАЗ, эффективности и времени срабатывания междублочных отключающих (отсекающих) устройств, наличия и исправного состояния средств локализации пламени и предохранительных устройств, соответствия установленного электрооборудования требованиям ПУЭ, исправного состояния и требуемой эффективности работы вентиляционных систем; комиссией также проверяются полнота и качество исполнительной ремонтной документации, состояние территории объекта и рабочих мест, готовность обслуживающего персонала к осуществлению своих основных обязанностей и другие требования, предусмотренные НД.

Акт о сдаче объекта из ремонта, разрешающий его пуск в эксплуатацию, утверждается главным инженером предприятия.

6.24.19* Оборудование, направляемое на ремонтное предприятие, должно быть полностью укомплектовано всеми деталями и сборочными единицами.

_______________

* Здесь и далее нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

6.24.20 К оборудованию, направляемому в ремонт, должны быть приложены:

— заводской паспорт, содержащий данные по эксплуатации и ремонту с указанием вида ремонта, времени его выполнения и краткого содержания; сведений о деталях и сборочных единицах, замененных в процессе эксплуатации и ремонта; данные о наработке;

— акт о техническом состоянии оборудования, а в случае аварийного выхода из эксплуатации — дополнительно акт об аварии с изложением причин, вызвавших ее, а также выводов комиссии.

6.24.21 Подготовка оборудования к ремонту и выполнение ремонтных работ должны проводиться в полном соответствии с требованиями РД 09-250-98, ПБ 09-563-03.

6.24.22 Ответственность за безопасное ведение работ при испытании, а также за правильность проведения испытания возлагается на начальника подразделения, эксплуатирующего данное оборудование.

6.24.23 Ответственность за выполнение ремонтным персоналом правил безопасного ведения работ возлагается на ответственное лицо за проведение ремонтных работ.

7 ОСНОВНЫЕ ВИДЫ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ

7.1 Техническое обслуживание должно включать в себя следующие виды работ:

— контроль технического состояния внешним осмотром и работа оборудования в соответствии с технологическим регламентом, технологическими картами;

— контроль состояния устройств, обеспечивающих безопасность эксплуатируемого оборудования (металлоконструкций, площадок, лестниц, переходов, ограждений, вентиляции, освещения и т.д.), КИП и А, приборами аварийной безопасности, средств огнетушения и пожарной безопасности;

— регулировку отдельных частей оборудования (подтяжка сальников, креплений, регулировка тормозных устройств, натяжение тросов, цепей и т.д.);

— проверку смазочных устройств, смену и наполнение смазки;

— очистку оборудования.

7.2 Техническое обслуживание технологического оборудования должно выполняться эксплуатационным персоналом подразделения. Ответственным за выполнение работ по техническому обслуживанию технологического оборудования подразделения является механик соответствующего подразделения.

7.3 Выполненные при техническом обслуживании работы, а также выявленные при этом дефекты и неисправности, должны фиксироваться в сменном журнале (машиниста, оператора).

7.4 В зависимости от состава работ, техническое обслуживание может производиться как с остановкой технологического оборудования, так и без нее.

7.5 Примерный перечень операций по ТО и Р оборудования:

7.5.1 Центробежные насосы

7.5.1.1 Техническое обслуживание

Осмотр и контроль состояния подшипников. Смена масла, промывка масляных трубопроводов. Ревизия и, при необходимости, замена сальниковой набивки, подтяжка сальников. Проверка состояния торцевого уплотнения, смена смазки зубчатой полумуфты. Контроль состояния фундамента, проверка крепления рамы на фундаменте.

Промывка, продувка паром системы трубопроводов, подводящих уплотняющую жидкость к сальникам насоса, проверка центровки агрегата и крепления его к фундаменту.

7.5.1.2 Текущий ремонт

Выполнение работ, предусмотренных техническим обслуживанием. Очистка и промывка подшипников. Проверка разбега ротора в корпусе, фактических зазоров в уплотнениях. Замена графитовых колец в торцевых уплотнениях. Контроль состояния ротора, шеек вала, работающих в подшипниках скольжения, чистка трубопроводов и камер водяного охлаждения. Контроль состояния упругих элементов муфты. Тщательный осмотр всех узлов и деталей насоса, устранение выявленных дефектов.

7.5.1.3 Средний ремонт

Выполнение работ, предусмотренных текущим ремонтом.

Разборка ротора насоса, осмотр вала, замер посадочных мест: конусности и эллипсности шеек вала, работающих в подшипниках скольжения. При необходимости проточка и шлифовка вала, смена подшипников качения, перезаливка подшипников скольжения. Замена торцевого уплотнения.

Контроль состояния деталей ротора с заменой изношенных. Контроль состояния посадочных мест корпуса. Замер вибрации перед остановкой и после пуска.

7.5.1.4 Капитальный ремонт

Выполнение работ среднего ремонта. Проверка корпуса методами неразрушающего контроля. По результатам ревизии производится замена рабочих колес, валов, уплотнительных колец, корпуса, грундбукс, распорных втулок, бронзовых колец, нажимных втулок сальников. Снятие корпуса с фундамента, расточка посадочных мест. Обкатка насоса. Замер вибрации перед остановкой и после пуска.

7.5.2 Поршневые и плунжерные электроприводные насосы

7.5.2.1 Техническое обслуживание

Проверка состояния фундамента. Промывка картера станины, очистка и промывка фильтра. Проверка уровня масла, и, при необходимости, доливка. Проверка плотности прокладок во фланцевых соединениях.

7.5.2.2 Текущий ремонт

Проведение работ, предусмотренных техническим осмотром.

Очистка всех трубок и отверстий отвода и подвода жидкости к сальникам и продувка сжатым воздухом.

Разборка сальников, очистка всех деталей от накипи, отложений. Контроль работоспособности запорной арматуры.

Контроль температуры участков вала, работающих в режиме трения, корпусов подшипников качения. Проверка состояния крепления подшипников скольжения и качения, устройств стопорения шатунных болтов. Проверка состояния устройств, стопорения и крепления пальца крейцкопфа, соединения его со штоком, элементов кривошипно-шатунного механизма. Контроль состояния поверхности крейцкопфа (без его выемки). Проверка сальниковых уплотнений на плотность. Проверка элементов механизма привода. Осмотр и контроль затяжки фундаментных болтов. Осмотр серьги валика кронштейна механизма и, при необходимости, ремонт элементов рычажного механизма.

Ревизия клапанов, при необходимости притирка клапана и седла, замена пружин. Проверка герметичности посадки клапанов и седел. Ревизия шатунных болтов. Осмотр поршня или плунжера гидроцилиндра. Проверка нарушения герметичности в местах разъема. Смена прокладок и исправление дефектов сопрягаемых поверхностей. Поверка состояния манжетных уплотнений. Осмотр и промывка фильтров и фильтрующих элементов маслосистемы.

7.5.2.3 Средний ремонт

Проведение работ текущего ремонта.

Замена направляющих колец и втулок плунжеров. Замена поршневых колец, контроль зазоров между поршнем и образующей цилиндра.

Проверка поверхности поршня на наличие трещин визуально, при необходимости одним из методов дефектоскопии. Проверка плунжеров и штоков одним из методов дефектоскопии на наличие трещин усталостного свойства.

Ремонт, и, при необходимости, замена изношенных штоков. Замена подшипников качения, венцов червячных шестерен. Подгонка поверхностей поводковой вилки по пальцу.

Проверка приработки червячной передачи и наличия масляного клина на зубьях колеса (при отсутствии масляного клина, зубья опилить).

Проверка поверхностей зубьев косозубой передачи.

Контроль центровки насоса с электродвигателем. Замена дефектных элементов механизма привода.

7.5.2.4 Капитальный ремонт

Проведение работ среднего ремонта

Смена клапанов. Замена элементов рычажного механизма. Ремонт или замена гидравлической части. Ремонт или замена червяка. Замена зубчатых колес (при необходимости). Расточка цилиндров и их гильзовка. Замена гильз золотников. Восстановление прокоррозированных посадочных мест клапанов, крышек клапанов и цилиндров, сальниковых камер и др. Ремонт системы смазки с полной разборкой, ревизией и заменой изношенных деталей. Ультразвуковая и магнитная дефектоскопия цилиндров, мотылевых шеек и щек коленвала. Перезаливка вкладышей мотылевых подшипников. Ремонт и перезаливка фундамента.

Гидравлические испытания, обкатка.

7.5.3 Компрессор центробежный

7.5.3.1 Средний ремонт

Корпус:

— проверка состояния опор корпуса;

— проверка состояния корпуса на коррозию, эрозию и трещины;

— проверка вертикальной плоскости направлявших аппаратов на коробление;

— проверка всех резьбовых соединений и мест под прокладки;

— проверка затяжки болтов и шпилек.

Диафрагмы:

— визуальный осмотр диафрагм;

— очистка диафрагм и соответствующих пазов в корпусе для сохранения необходимых температурных зазоров.

Ротор:

— очистка ротора и проверка его на коррозию и эрозию;

— проверка рабочих колес на повреждение и трещины;

— проверка плотности посадок деталей ротора;

— проверка величины разбега ротора, проверка состояния упорного диска.

Подшипники:

— визуальный осмотр состояния баббитового слоя вкладышей опорных подшипников вала ротора;

— проверка величины верхнего и боковых зазоров;

— проверка положения шейки вала по контрольной скобе для определения износа подшипников;

— проверка величины натяга между крышкой подшипника и верхним вкладышем;

— проверка состояния упорного подшипника.

Уплотнения вала:

— визуальный осмотр лабиринтных уплотнений вала, замена изношенных;

— проверка осевых и радиальных зазоров лабиринтных уплотнений вала;

Соединительные муфты:

— проверка плотности посадки полумуфт;

— проверка зазоров в зацеплении зубчатых муфт и крепления их упорных колец;

— проверка состояния зубьев и качества контакта в зацеплении.

Редуктор:

— проверка баббитового слоя вкладышей, зазоров в подшипниках, и величины натяга между крышкой и верхним вкладышем;

— проверка величины осевого разбега колеса;

— проверка величины бокового зазора и качества зацепления зубчатой пары;

— проверка межцентрового расстояния пары, параллельности и скрещения осей валов.

Масляная система:

— проверка состояния главного масляного насоса и приводных шестерен;

— проверка состояния вспомогательного насоса;

— очистка поверхности маслоохладителя, проверки его на плотность;

— замена масла, промывка маслобака и фильтрованных сеток.

Проверка охладителей на герметичность.

Проверка центровки валов.

Проверка системы автоматики и блокировки.

7.5.3.2 Капитальный ремонт

Состав работ среднего ремонта. Определение по реперам величины и характера осадки фундамента.

Диафрагма:

— проверка крепления диафрагм к корпусу, а также крепления диффузоров к обратным направляющим аппаратам;

— проверка совпадения разъемных диафрагм;

— проверка величины температурных зазоров.

Ротор:

— проверка шеек вала ротора на овальность и конусность;

— проверка ротора на биение;

— проверка рабочей поверхности упорного диска на биение и геометрию его плоскости;

— проверка на отсутствие трещин вала и рабочих колёс, направляющих аппаратов в местах наибольшей концентрации напряжений методом магнитной или цветной дефектоскопии;

— динамическая балансировка с последующей проверкой вибрации работающего компрессора.

Подшипники:

— проверка плотности прилегания баббитового слоя в опорных подшипниках к телу вкладыша цветной дефектоскопией или керосином;

— проверка, по краске, плотности прилегания вкладышей опорных подшипников к своим постелям;

— проверка плотности прилегания вкладышей, опорных подшипников друг к другу в разъёме.

Проверка муфт на биение.

Редуктор:

— проверка положения валов редуктора по высоте относительно плоскости разъема корпуса редуктора для определения износа баббита вкладышей;

— проверка шеек валов редуктора, ремонт и замена валов.

Промывка маслосистемы растворителем.

Проверка состояния газопроводов и их опор, ревизия запорной арматуры.

Гидравлическое испытание корпуса турбокомпрессора 1 раз в 6 лет. Проверка центровки турбокомпрессора по концевым расточкам корпуса.

7.5.4 Компрессор поршневой

7.5.4.1 Техническое обслуживание

Проверка технического состояния кольцевых и дисковых клапанов без разборки при вращении коленвала более 300 об/мин.

Внешний осмотр фундамента и электродвигателя, проверка затяжки фундаментных болтов, шпилек цилиндров и их крышек.

7.5.4.2 Текущий ремонт

Проведение работ, предусмотренных техническим осмотром. Осмотр и контроль затяжки фундаментных болтов. Осмотр серьги валика кронштейна, ремонт элементов рычажного механизма. Ремонт и притирка клапанов. Ревизия шатунных болтов. Осмотр поршня или плунжера гидроцилиндра. Проверка нарушения герметичности в местах разъема. Смена прокладок и исправление дефектов сопрягаемых поверхностей. Проверка состояния манжетных уплотнений. Осмотр и промывка фильтров и фильтрующих элементов маслосистемы.

7.5.4.3 Средний ремонт

Проведение работ, предусмотренных текущим ремонтом. Затяжка ответственных болтов и шпилек рамы. Затяжка гаек фундаментных болтов. Проверка горизонтальности положения рамы. Контроль деформации рамы.

Проверка состояния заливки вкладышей шатунных подшипников коленвала, расхождения щек коленвала.

Проверка состояния резьбовых соединений. Замена подшипников качения. Проверка величины износа элементов цилиндропоршневой группы.

Контроль по выявлению усталостных трещин с помощью цветной, магнитной или люминесцентной дефектоскопии:

— шатунных болтов;

— шатунов с последующей проверкой ультразвуком;

— крейцкопфа и узла соединения штока с крейцкопфом;

— крейцкопфного пальца;

— штока.

Проверка состояния маслонасоса и системы смазки. Ревизия и ремонт холодильников, воздушных и масляных фильтров. Замена прокладок головок цилиндров. Центровка компрессора с электродвигателем.

Проверка работы автоматической аварийной защиты с наладкой и заменой неисправных приборов.

Очистка водяных рубашек, полостей крышек компрессора, буферов, холодильников, нагнетательных трубопроводов от накипи и грязи. Обкатка компрессора.

Ревизия и ремонт маслонасоса, сальников и маслосъемных колец. Проверка состояния поверхностей скольжения крейцкопфа. Состояние крепления и фиксации съемных башмаков крейцкопфа, проверка на биение штока, состояния элементов уплотнений. Контроль толщины заливки башмака крейцкопфа.

7.5.4.4 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные средним ремонтом и полная разборка компрессора. Дефектация всех узлов и деталей.

Перезаливка фундамента при необходимости. Замена или ремонт дефектных элементов.

Перезаливка вкладышей подшипников скольжения.

Проверка цилиндров и поршней на прочность и плотность (испытание давлением). Проверка, ремонт и испытание на прочность запорной арматуры.

Обкатка компрессора.

Контроль отклонения от перпендикулярности направляющих крейцкопфа к осям отверстий под коренные подшипники. Контроль выработки направляющих крейцкопфа (овальность, конусность).

Ревизия маслосистемы с промывкой маслопроводов растворителем. Проверка геометрических размеров штоков, при необходимости ремонт и замена.

7.5.5 Аппараты воздушного охлаждения

7.5.5.1 Текущий ремонт

Проверка состояния и очистка наружных поверхностей оребренных трубок. Подтягивание всех резьбовых соединений и креплений секций.

Проверка состояния и очистка форсунок увлажнителя воздуха. Ревизия подшипников с заменой смазки и уплотнительных элементов крышек. Регулировка механизма угла наклона лопастей вентилятора. Проверка состояния резиновых манжет и пружин, при необходимости — замена. Проверка систем управления жалюзи. Осмотр соединительной муфты, металлоконструкций Устранение выявленных дефектов. Для вентиляторов с ременной передачей проверка посадки шкива на валу, состояния соединительных муфт, проверка центровки двигателя и вентилятора, натяжения и состояния ремней. Вибродиагностика.

7.5.5.2 Средний ремонт.

Проведение работ, предусмотренных текущим ремонтом. Чистка внутренних поверхностей трубок. Ремонт отдельных трубок при нарушении герметичности.

Ремонт фундаментов рам и каркасов. Замена изношенных подшипников качения. Замена мембран пневмопривода жалюзийного устройства и привода угла поворота лопастей. Выявление дефектов, устранение которых планируется при проведении капитального ремонта.

7.5.5.3 Капитальный ремонт.

Проведение работ, предусмотренных средним ремонтом. Замена дефектных элементов металлоконструкций. Очистка внутренних поверхностей теплообменных трубок. Замена дефектных элементов системы увлажнителя воздуха, отдельных элементов узлов диффузора, механизма наклона лопастей. Замена теплообменных секций на новые. Подвальцовка труб в трубных решетках.

Контроль и регулировка равномерности зазоров между концами лопастей и обечайкой вентилятора. Замена лопастей. Проведение балансировки. Послеремонтные испытания с проверкой вибрации. Окраска аппарата. Обкатка аппарата.

7.5.6 Турбодетандеры

7.5.6.1 Техническое обслуживание

Промывка масляных фильтров. Проверка состояния маслонасоса, арматуры маслосистемы и газовых коммуникаций. Визуальный осмотр рамы фундамента. Проверка крепления болтовых соединений. Контроль средств автоматики и контрольно-измерительных приборов, замена неисправных и поврежденных. Поверка плавности движения штока пневмопривода силового аппарата.

7.5.6.2 Текущий ремонт

Работы, предусмотренные техническим обслуживанием. Вскрытие корпуса турбодетандера и компрессора, замер всех зазоров. Ревизия пневмопривода соплового аппарата. Проверка прилегания шеек вала к вкладышам подшипников и, при необходимости, пришабровка вкладышей опорных подшипников и опорных поверхностей упорных подшипников с установкой требуемых зазоров и натягов. Замена прокладок фланцевых соединений маслосистемы.

7.5.6.3 Средний ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом.

Ревизия герметизирующих устройств с замером всех зазоров. Частичная замена или перезаливка вкладышей подшипников. Замена износившихся деталей и узлов. Контроль состояния деталей маслонасоса. Ревизия соплового аппарата. Очистка маслоохладителя, проверка его на герметичность. Чистка маслобака и фильтров. Обкатка агрегата.

7.5.6.4 Капитальный ремонт.

Работы, предусмотренные средним ремонтом. Полная разборка узлов и механизмов агрегата, промывка, очистка и дефектация всех деталей. Ревизия износившихся уплотнений. Ревизия ротора, шлифовка шеек вала. Динамическая балансировка ротора с последующим измерением вибрации работающего агрегата. Обкатка. Окраска корпуса.

7.5.7 Вентилятор центробежный

7.5.7.1 Техническое обслуживание

Осмотр всех креплений вентилятора. Проверка состояния подшипников. Осмотр лопаток ротора. Проверка посадки шкива на валу, состояния соединительных муфт. Проверка центровки аппарата, проверка натяжения и состояния ремней.

7.5.7.2 Текущий ремонт

Все работы, предусмотренные техобслуживанием. Проверка балансировки ротора. Перезаливка или смена вкладышей подшипников. Смена шарикоподшипников, смена и установка отдельных лопаток, заварка трещин, восстановление необходимых зазоров между ротором и кожухом. Смена резиновых пальцев муфты. Ревизия воздуховодов (проверка состояния фланцевых, сварных соединений, устранение неплотностей, при необходимости — рихтовка и окраска). Ревизия калорифера (чистка, промывка, опрессовка), ревизия запорной арматуры системы теплоносителя. Очистка вентилятора от грязи и пыли.

7.5.7.3 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Полная ревизия ротора или замена новым, смена или ремонт вала и замена подшипников. Балансировка ротора на специальном приспособлении. Смена элементов кожуха. Ремонт или смена электродвигателя, оградительных и других устройств безопасности, проведение балансировки вентилятора. Испытание вентилятора в работе. Ремонт кожуха. Ремонт фундамента. Окраска наружных поверхностей.

7.5.8 Вентилятор осевой

7.5.8.1 Техническое обслуживание

Осмотр всех креплений вентилятора. Осмотр лопаток ротора. Проверка посадки шкива на валу.

7.5.8.2 Текущий ремонт

Осмотр лопаток вентилятора. Восстановление погнутых лопаток и замена изношенных. Исправление погнутостей обечайки и площадки под электродвигатель, восстановление необходимых зазоров. Контроль направления вращения вентилятора. Затяжка болтов и гаек. Очистка вентилятора. Ревизия воздуховодов. Проверка состояния фланцевых, вальцевых, сварных соединений, устранение неплотностей, при необходимости — рихтовка и окраска. Ревизия электродвигателя.

7.5.8.3 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Смена рабочего колеса вентилятора, обечайки с площадкой под электродвигатель. Ремонт корпуса вентилятора с применением сварки. Проведение балансировки ротора, испытание вентилятора в работе. Ремонт электродвигателя. Ремонт или замена других составляющих вентиляционной системы.

7.5.9 Колонна тарельчатая

7.5.9.1 Текущий ремонт

Наружный осмотр аппарата, очистка внутренних стенок аппарата от продуктов коррозии и отложений. Осмотр и очистка от грязи и продуктов коррозии внутренних устройств, дренажных отверстий и термокарманов. Чистка или ремонт скрубберной секции и парового маточника. Разборка, чистка и установка тарелок с частичной (до 10%) сменой шпилек, колпачков, желобов, клапанов, смена прокладок под люками и во фланцевых соединениях.

Осмотр штуцеров, люков с заменой дефектных элементов. Очистка манометрических сборок, очистка и смазка шпилек. Наложение заплат в местах появления трещин, подварка сварных швов.

7.5.9.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Ремонт корпуса и днища, наружной изоляции. Ремонт фундамента.

Разборка и замена тарелок. Ремонт штуцеров и люков, трубопроводной обвязки и металлоконструкций. Гидравлические испытания. Окраска.

7.5.10. Колонна насадочная

7.5.10.1 Текущий ремонт

Наружный и внутренний осмотр аппарата. Смена насадок, очистка днища, стенок аппарата и решеток от продуктов коррозии и отложений. Ремонт решеток, смена прокладок под люками и во фланцевых соединениях. Ревизия запорной и предохранительной арматуры. Испытание на прочность и плотность

7.5.10.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Смена решеток под насадку. Очистка и заварка трещин в сварочных швах. Покраска или смена штуцеров и люков. Ревизии и ремонт корпуса.

7.5.11 Сепараторы

7.5.11.1 Текущий ремонт

Ремонт изоляции. Смена прокладок и уплотнений под люками и во фланцевых соединениях. Осмотр болтовых соединений, замена части крепежных деталей, ревизия трубопроводной обвязки и металлоконструкций. Зашлифовка вмятин на внутренней поверхности корпуса и днища.

Заварка трещин, швов, свищей в корпусе и штуцерах. Ревизия штуцеров и люков, внутренних приварных деталей, внутренних устройств. Замена прокладок, гидравлические испытания, частичная окраска корпуса.

7.5.11.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом.

Ревизия и ремонт корпуса и днища, смена отбойника. Замена изношенных элементов внутренних устройств. Ремонт штуцеров и люков. Полная замена прокладок. Гидравлические испытания. Полная окраска аппарата.

7.5.12 Емкость, маслосборник, ресивер, отстойник

7.5.12.1 Текущий ремонт.

Наружный и внутренний осмотр. Очистка днища и корпуса от отложений и продуктов коррозии. Заварка трещин, швов и свищей в корпусе. Подварка сварных швов. Смена уровнемерных стекол, прокладок под люками и во фланцевых соединениях. Ревизия и частичная замена замерных приспособлений. Ремонт изоляции.

7.5.12.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Смена днищ. Ремонт корпуса, перегородок. Подварка или смена штуцеров. Замена перегородок.

7.5.13 Печи трубчатые

7.5.13.1 Текущий ремонт

Очистка труб от кокса. Наружный осмотр всех элементов печи. Замер наружного диаметра труб. Замер толщины стенок труб выборочно. Замена дефектных труб, переходов, двойников, калачей, трубных подвесок. Ремонт или замена форсунок, арматуры, паровых и топливных линий, линий пожаротушения. Испытание змеевика на прочность и плотность.

7.5.13.2 Капитальный ремонт

Состав работ текущего ремонта. Ремонт кровли, каркаса, защитной облицовки, дымовой трубы, рекуператора, смотровых и взрывных окон. Окраска металлоконструкций, облицовки. Выборочный замер стенки труб, двойников, калачей.

7.5.14 Резервуар

7.5.14.1 Текущий ремонт

Проводится ревизия резервуара путем внешнего осмотра, проверяется:

— оснащение резервуара комплектом оборудования в соответствии с проектом и действующими нормативными документами;

— режим эксплуатации резервуара в соответствии с технологической картой (максимальный и минимальный уровень налива продукта, максимальную температуру его хранения, соответствие скорости наполнения и опорожнения резервуара пропускной способности дыхательных клапанов);

— состояние корпуса, сварных швов, в том числе в местах примыкания корпуса к днищу, врезки люков-лазов, а также наружного защитного покрытия;

— исправность уровнемерного устройства и соблюдение норм налива, разрешенных технологической картой;

— герметичность фланцевых соединений, сальниковых уплотнений арматуры;

— состояние дыхательных клапанов непримерзающего типа НКДМ, КДС, предохранительных гидравлических клапанов и другого оборудования, находящегося снаружи;

— состояние заземления и молниезащиты;

— состояние противопожарного оборудования (генераторов пенообразования, пенопроводов (сухотрубов), колец орошения).

— состояние обвалования, отмостки, а также лестниц, перил, площадок обслуживания.

При осмотре резервуаров в осенний (при подготовке к зиме) и в зимний периоды необходимо проверить дополнительно:

— наличие на резервуарах для светлых нефтепродуктов, дизельного топлива дыхательных клапанов типа НКДМ, КДС, предохранительных гидравлических клапанов типа КПГ и их исправность.

— отсутствие снега в месте примыкания корпуса к днищу.

По мере необходимости в период осмотра комиссией проводятся нивелировка окрайки днища, замер толщин стенок резервуаров, проверка отсутствия вибрации трубопроводов при наполнении (опорожнении) резервуара, по усмотрению комиссии.

Работы по подготовке резервуаров к зимнему или летнему периодам эксплуатации (проверка клапанов, снятие кассет огнепреградителей и др.), ремонт кровли верхних поясов корпуса без применения огневых работ, ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара; ремонт наружного защитного покрытия, изоляции.

7.5.14.2 Средний ремонт

Выполняются все операции по ревизии при текущем ремонте и кроме того:

— внутренний осмотр поверхностей и сварных швов резервуара и оборудования;

— ревизия вспомогательного оборудования (арматуры, трубопроводов, средств КИП и А и др.) с частичной или полной разборкой;

— осмотр стыковых швов окраек днища и швов в месте примыкания стенки корпуса к днищу, а также сварных соединений стенки и кровли (в этих местах рекомендуется провести выборочный контроль неразрушающими методами);

— замер толщины металла стенок корпуса, днища, кровли;

— контроль просадки резервуара путем нивелирования окрайки днища и центра резервуара;

— проверка геометрической формы резервуара и вертикальности его стенки.

Работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара; замена отдельных листов корпуса, кровли, днища с применением сварочных работ, удаление дефектных сварных швов, ремонт или замена оборудования; выравнивание неравномерной просадки резервуара; полная ревизия резервуара, испытание на прочность и плотность отдельных узлов и резервуара в целом, работы по антикоррозионным покрытиям внутри и покраска резервуара снаружи (по необходимости), ремонт обвалования.

7.5.14.3 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные средним ремонтом. Полная или частичная замена крышки, днища, верхних поясов и труб подогревателей. Радиографирование сварных швов двух нижних поясов. Замена дефектных элементов маршевых лестниц несущих конструкций резервуара. Ремонт трубопроводной обвязки, штуцеров.

Стыковые швы окраек днища и швы в месте примыкания стенки корпуса к днищу подвергают проверке осмотром с применением лупы внутри и снаружи резервуара; для уточнения состояния дефектных стыковых швов окрайки и пересечения стыков окрайки и днища со швом в месте примыкания корпуса к днищу для резервуаров объемом 2000 куб. м и выше, необходимо проверить эти пересечения одним из способов: цветной дефектоскопией, просвечиванием рентгено-гамма лучами, ультразвуковым методом.

Проводится 100%-ный наружный осмотр сварных соединений кровли; дефектные участки подвергаются ремонту, после чего проводится проверка вакуум-камерой или керосиновой пробой на плотность.

Проверяется состояние основания и отмостки, контролируется положение резервуара нивелирной съемкой до и после гидравлического испытания. Окраска резервуара.

7.5.15 Газгольдер

7.5.15.1 Текущий ремонт

Очистка внутренней поверхности газгольдера от коррозионных отложений. Проверка состояния корпуса, колокола, телескопа и заварка коррозионных раковин и отверстий с постановкой отдельных заплат. Проверка и ремонт сварочных швов, заправка и чеканка клепаных швов. Ремонт змеевиковых подогревателей. Ремонт роликов между телескопом и резервуаром, пьезометрических труб, металлоконструкций маршевых лестниц и переходных площадок. Испытание на прочность и плотность отдельных узлов или колокола в целом.

7.5.15.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Засверловка или просвечивание ультразвуком для определения толщины стенок газгольдера и просвечивание сварных швов. Антикоррозионное покрытие внутренней поверхности колокола, верхнего пояса корпуса газгольдера. Ремонт защитного покрытия днища. Испытание на плотность с выдержкой в течение 7 суток.

7.5.16 Теплообменник кожухотрубчатый с «плавающей головкой».

7.5.16.1 Текущий ремонт

Очистка внутренней поверхности трубок. Подвальцовка отдельных трубок. Отглушение дефектных трубок пробками (до 30%). Замер толщины стенок корпуса, штуцеров. Замена прокладок под «плавающей головкой», колпаком, распределительной коробкой. Испытание на плотность.

7.5.16.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Чистка наружной поверхности трубок и внутренней поверхности корпуса. Смена продольных и поперечных перегородок. Замена распределительной головки, входных и выходных патрубков. Ремонт и очистка корпуса. Устранение обнаруженных дефектов (подвальцовка трубок, отглушение дефектных трубок пробками). Замена трубных пучков.

7.5.17 Теплообменник кожухотрубчатый с неподвижной трубной решеткой

7.5.17.1 Текущий ремонт

Очистка внутренней поверхности трубок. Подвальцовка трубок, отглушение дефектных трубок пробками. Испытание на плотность.

7.5.17.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Чистка наружной поверхности трубок и внутренней поверхности корпуса. Смена продольных и поперечных перегородок. Замена дефектных трубок. Замена входных и выходных патрубков распределительной коробки трубных пучков. Подвальцовка трубок. Ремонт корпуса.

7.5.18 Холодильник — конденсатор погружного типа

7.5.18.1 Текущий ремонт

Очистка поверхности змеевиков от накипи. Чистка ящиков от грязи и пыли. Замена прокладок во фланцевых соединениях труб, коллекторов, приемных патрубков. Испытание на прочность и плотность.

7.5.18.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Замена секций змеевиков коллекторов. Ремонт ящика, донных клапанов.

7.5.19 Краны, тали электрические

7.5.19.1 Технический осмотр.

Осмотр и замена изношенных деталей: канатов, ходовых колес, подшипников, соединительных муфт.

Осмотр и замена шпоночных и болтовых соединений. Осмотр и регулировка тормозов. Внешний осмотр механизмов и деталей, доступных сварных швов металлоконструкций. Проверка работы смазочных систем и наличия смазки. Осмотр блочной подвески. Проверка работы всех механизмов, выключателей, ограничителей и устранение обнаруженных дефектов. Контроль правильности ведения журнала приема и сдачи смен.

7.5.19.2 Текущий ремонт.

Состав работ при осмотре. Внешний осмотр всех механизмов, подшипников, ограждений площадок и их креплений. Проверка состояния тормозов, замена колодок, регулировка тормозов, проверка износа канатов и крюков, ходовых колес, соединительных муфт, барабанов и состояния их крепления, ревизия и ремонт блочной подвески. Ремонт предохранительных устройств и замер сопротивления изоляции электропроводки. Нивелирование подкрановых путей. Замена смазки в редукторах и подшипниках. Восстановление табличек, надписей указателей, проверка работы всех механизмов крана.

7.5.19.3 Капитальный ремонт

Состав работ текущего ремонта, полная разборка, промывка и замена изношенных или поврежденных деталей и узлов. Ремонт металлоконструкций и буферов. Полная замена всей смазки и ремонт смазочной системы, смена подтележного рельса. Замена канатов, ходовых колес, блочной подвески. Окраска металлоконструкций. Испытание крана.

7.5.20 Масловлагоотделитель

7.5.20.1 Текущий ремонт

Чистка аппарата. Смена войлока и кокса. Смена прокладок во фланцевых соединениях. Ревизия или частичная замена запорной и предохранительной арматуры. Испытание на плотность.

7.5.20.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Смена сеток, фланцев, штуцеров. Ремонт корпуса. Гидравлическое испытание. Окраска.

7.5.21 Котел-утилизатор

7.5.21.1 Текущий ремонт

Вскрытие люков-лазов и торцевых крышек. Подварка сварочных швов. Ревизия и частичная замена запорной и предохранительной арматуры. Испытание на плотность.

7.5.21.2 Капитальный ремонт

Все работы, предусмотренные текущим ремонтом. Замена дефектных трубок, частичная замена штуцеров. Замена отбракованных участков корпусов котлов и экономайзеров. Подварка сварных швов, трубок в трубных решетках. Ремонт теплоизоляции. Гидравлическое испытание.

7.5.22 Электродегидратор

7.5.22.1 Текущий ремонт

Очистка устройств и корпуса от отложений. Ремонт распределительных устройств, электродов, замена бушингов. Замена участков защитного покрытия корпуса. Испытание на прочность и плотность.

7.5.22.2 Капитальный ремонт

Состав работ текущего ремонта. Замена распределительных устройств, электродов, штуцеров, защитного покрытия корпуса, замена тяг нижних и средних звезд.

7.5.23 Задвижка

7.5.23.1 Текущий ремонт

Очистка и промывка деталей. Набивка сальников. Прогонка гайки по шпинделю. Испытание на прочность и плотность.

7.5.23.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Наплавка, проточка, шлифовка, притирка уплотняющих поверхностей, замена колец, клина, плашек шпинделя. Замер толщины стенки корпуса, крышки при обнаружении коррозии и эрозии.

7.5.24 Вентиль

7.5.24.1 Текущий ремонт

Очистка деталей от грязи и старых прокладок. Выжиг кокса из корпуса вентиля. Ремонт золотника. Набивка сальника. Регулировка хода шпинделя. Опрессовка вентиля.

7.5.24.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Замер толщины стенки корпуса при обнаружении износа. Расшарошка гнезда вентиля. Притирка золотника по гнезду. Смена шпинделя и гнезда в корпусе вентиля. Наплавка и расточка направляющей крышки корпуса для штока.

7.5.25 Клапан предохранительный

7.5.25.1 Текущий ремонт

Промывка, пропарка и очистка деталей. Проточка седла клапана и наплавка новых уплотнительных поверхностей. Притирка клапана по седлу. Ревизия и испытание пружины. Смена нажимного винта, шпилек, прокладок. Опрессовка и регулировка на заданное давление.

7.5.25.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Смена седла, клапана, сопла, золотника, штока. Ремонт корпуса. Замер толщины стенки корпуса при обнаружении износа. Испытание корпуса на прочность и плотность.

7.5.26. Клапан обратный

7.5.26.1 Текущий ремонт

Промывка, пропарка и очистка деталей. Смена прокладки под крышкой. Притирка уплотнительных поверхностей. Испытание на прочность и плотность.

7.5.26.2. Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом. Проточка и притирка золотника и кольца (седла). Смена седла клапана, запорного органа. Замер толщины стенки корпуса при обнаружении износа.

7.5.27 Клапан регулирующий

7.5.27.1 Текущий ремонт

Очистка и промывка деталей. Набивка сальников. Испытание на прочность и плотность.

7.5.27.2 Капитальный ремонт

Состав работ текущего ремонта. Наплавка, проточка, шлифовка, притирка уплотняющих поверхностей. Замер толщины стенки корпуса, крышки при обнаружении коррозии и эрозии.

7.5.28 Калориферы

7.5.28.1 Текущий ремонт

Очистка пластин и секций от загрязнений. Проверка трубок: отсутствие течи, коррозии соединений и креплений, состояния оцинковки поверхности нагрева, состояния постаментов. Подтягивание всех болтовых соединений и креплений. Выправление части пластин, заварка течи трубок или замена их. Ремонт постаментов и каркасов.

7.5.28.2 Капитальный ремонт

Состав работ текущего ремонта. Оцинковка поверхности нагрева калориферов. Замена трубок с пластинами. Замена крышек. Испытание на прочность и плотность.

7.5.29 Технологические трубопроводы наземные

7.5.29.1 Текущий ремонт

Наружный осмотр трубопровода. Ревизия и ремонт запорной арматуры, дефекты которой обнаружены во время межремонтного обслуживания. Проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец, осмотр компенсаторов. Замер толщины стенок труб, отводов, тройников, переходов и др. в соответствии с нормативной документацией, контроль ультразвуковым методом на наличие расслоений и трещин. Испытание на плотность.

7.5.29.2 Капитальный ремонт

Работы, предусмотренные текущим ремонтом, просвечивание сварных швов. Проверка механических свойств металла труб и соединительных деталей с вырезкой дефектных участков. Замена участков трубопроводов. Замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов, продувка и промывка трубопроводов, испытание трубопроводов на прочность и плотность. Нанесение антикоррозионной изоляции и теплоизоляции. Смена отдельных участков трубопроводов. Просвечивание сварных швов, продувка и промывка. Испытание на прочность и плотность.

7.5.30 Сливо-наливные эстакады

7.5.30.1 Техническое обслуживание

Осмотр и проверка действия подъемно-поворотного устройства стояков, замена летней (зимней) смазки роликов и других трущихся узлов, регулировка плавности и легкости действия устройства. При необходимости — замена дефектных деталей.

Осмотр и проверка технического состояния рукавов с наконечниками, устранение обрывов заземлений наконечников и негерметичности соединений. При необходимости — подтяжка соединений наливных рукавов к патрубкам и наконечникам и замена негодных деталей.

Осмотр состояния откидных мостиков, устранение выявленных дефектов, замена летней (зимней) смазки в трущихся узлах, регулировка плавности и легкости спуска и подъема мостиков. Проверка надежности ограждений и крепления контргрузов.

Осмотр стояков и коллекторов, подбивка или перебивка сальников задвижек, устранение негерметичности соединений, подтягивание всех фланцевых соединений и крепление коллекторов к опорам. Осмотр опор и подвесок.

Осмотр лестниц, вертикальных рам (стоек), настилов, ограждений эстакады и устранение выявленных дефектов. Подтягивание крепежных деталей рам к фундаментам.

Осмотр будки наливщиков (товарных операторов, сливщиков-разливщиков). При этом необходимо обратить особое внимание на исправность устройств, предотвращающих искрообразование при закрытии дверей. Устранение дефектов.

Осмотр бетонного покрытия эстакады и лотков, проверка исправности фильтров, устранение дефектов, препятствующих нормальной эксплуатации эстакады до очередного планового ремонта.

Осмотр и проверка действия промышленной и промливневой канализации.

Перебивка сальников и замена неисправных задвижек гусаков и на площадке переключения, подтягивание фланцевых соединений.

Проверка исправности оградительных и других устройств безопасности и пожарной безопасности.

7.5.30.2 Текущий ремонт

Все операции технического обслуживания и, кроме того, осмотр откидных мостиков и ремонт с рихтовкой рам, заменой шарнирных соединений и других отбракованных деталей. Смазка трущихся узлов и регулировка плавности и легкости подъема и спуска мостиков.

Испытание и замена отбракованных рукавов.

Проверка технического состояния запорной арматуры с заменой неисправной арматуры, не соответствующей нормативным требованиям.

Ремонт бетонного покрытия эстакады с затиркой трещин, устранение просадки и других дефектов.

Осмотр подъемно-поворотных устройств, ремонт с заменой отбракованных деталей; смазка трущихся узлов и регулировка плавности и легкости подъема и спуска шлангов.

Ремонт будок наливщиков (товарных операторов, сливщиков-разливщиков).

Проверка и очистка промышленной и ливневой канализации, ремонт канализационных лотков и колодцев с устройством гидрозатвора и очисткой емкостей для слива технически неисправных цистерн.

Покраска металлической конструкции эстакады (стояки для налива каждого продукта окрашиваются в соответствующие цвета).

7.5.30.3 Капитальный ремонт

Все операции текущего ремонта и, кроме того:

Полная разборка узлов эстакады на детали. Дефектация, отбраковка деталей. Восстановление или замена изношенных деталей. Изношенные детали должны быть восстановлены до проектных размеров. Допуски и посадки должны быть выдержаны по рабочим чертежам.

Разборка подъемно-поворотных устройств, промывка и дефектация всех деталей. Восстановление деталей устройства до норм по рабочим чертежам.

Разборка откидных мостиков, промывка и дефектация всех деталей. Восстановление деталей мостиков до норм по рабочим чертежам.

Контроль технического состояния настила эстакады с ограждением. Восстановление или замена плит, настила и ограждения.

Контроль технического состояния вертикальных рам (стоек) эстакады. Восстановление или замена рам.

Замена рукавов и наконечников.

Ремонт лестниц, ограждений и других устройств безопасности.

Ремонт устройств молниезащиты и защиты от статического электричества.

Ремонт или замена запорной арматуры.

Герметизация фланцевых и других соединений коллекторов и стояков с заменой прокладок, болтов и хомутов.

Проведение установленных испытаний и измерений:

— измерение освещенности зеркала налива;

— испытание герметичности запорной арматуры на стояках;

— испытание работоспособности канализационных сетей;

— испытание производительности налива (слива) эстакады.

После капитального ремонта должна быть восстановлена проектная характеристика эстакады.

7.5.30.4 Периодичность технического обслуживания сливо-наливных эстакад — 1 раз в 6 месяцев, в периоды подготовки к летней и зимней эксплуатации.

8 ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ

8.1 Общие положения

8.1.1 Техническое диагностирование, далее — диагностирование, выполняется на основе НД, программ диагностирования и карт контроля.

Ответственность за разработку программ и карт контроля возлагается на ОТН завода.

8.1.2 Основными задачами диагностирования оборудования являются:

— установление соответствия вводимого в эксплуатацию оборудования требованиям соответствующих НД — входной контроль
;

— выявление различного вида дефектов (коррозионных, эрозионных, эрозионно-коррозионных и пр.) в процессе эксплуатации оборудования, в пределах расчетного ресурса — контроль технического состояния
;

— оценка состояния противокоррозионной защиты трубопроводов, подверженных коррозионному воздействию;

— оценка технического состояния с целью продления срока эксплуатации оборудования, выработавшего расчетный ресурс, установленный проектом, заводом-изготовителем или назначенный после предыдущего диагностирования (остаточный ресурс
).

8.1.3 Технические требования по проведению диагностирования должны соответствовать требованиям Положения, действующим правилам и НД Госгортехнадзора Российской Федерации.

8.1.4 Персонал, допущенный к диагностированию оборудования, должен быть аттестован как специалисты по неразрушающим видам контроля.

8.1.5 При проведении диагностирования оборудования исполнители работ должны соблюдать нормы и правила по охране труда, промышленной, газовой и пожарной безопасности и промышленной санитарии, действующие на заводе.

8.1.6 Аппаратура и средства, применяемые для контроля диагностических параметров или обнаружения дефектов, должны обеспечивать максимальное выявление дефектов. Не допускается применение аппаратуры, не прошедшей госповерку (1 раз в 12 месяцев) в специализированных метрологических центрах, имеющих лицензию на право осуществления данного вида деятельности.

8.1.7 При диагностировании оборудования применяются следующие методы неразрушающего контроля:

  1. а) визуальный и измерительный;

  2. б) акустический (ультразвуковой);

  3. в) вибрационный;

  4. г) магнитопорошковый;

  5. д) капиллярный;

  6. е) радиационный;

  7. ж) акустико-эмиссионный (АЭ);

  8. и) тепловой;

  9. к) магнитной памяти.

При необходимости могут применяться и другие методы контроля.

8.1.8 Рекомендуемые методы и технические средства проведения диагностики по видам оборудования приведены в таблице 8.1

Методы и технические средства диагностирования, рекомендуемые для обследования технического состояния оборудования завода

Таблица 8.1

________________
     * На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ПБ 03-593-03. — Примечание изготовителя базы данных.  

Метод неразрушающего контроля  

Нормативный документ проведения диагностики  

Объект диагностики  

Характер определяемого повреждения или критерия

Технические средства  

1

2

3

4

5

1. Визуальный и измерительный

ПБ 03-576-03
РД-03-29-93
РД 34.10.130-96

Технологическое оборудование:

а) состояние наружной поверхности деталей и сварных швов

Вмятины, сколы, поры, трещины, следы коррозии и абразивного износа и т.д.

Лупа, штангенциркуль, линейки, УШС (универсальный шаблон сварщика), Телеэндоскоп ТА-1, Эндоскоп ЭВТ-6,5-750

б) состояние поверхностных слоев металла

Определение твердости металла и его соответствие НД

Твердомер типа ТШ, ТП и ТК

в) состояние форм и расположений сборочных единиц и деталей

Отклонения форм и расположений от требований НД

Контрольно-измерительные приборы и инструменты общего и специального назначения

2. Акустический (ультразвуковая дефектоскопия и ультразвуковая толщинометрия)

ГОСТ 14782-86
ГОСТ 28702-90
ОСТ 26-2044-83
ПНАЭ Г-7-030-91
ГОСТ 22727-88
ОСТ 26-291-94*
ПНА Г-7-014-89

Контроль состояния основного металла оборудования на сплошность: определение толщины стенок труб и конструкций, качество сварки оборудования колонных аппаратов и емкостей (резервуары, сепараторы, газгольдеры и др.), кранов, технологических печей, теплообменников, трубопроводов и арматуры

Утонение толщины стенок ниже допустимых параметров. Наличие дефектов (трещин, пор, включений) в сварных соединениях

Дефектоскопы типа УД2-12,
УД-13П, УД2-70. Толщиномеры «Кварц-15».
УТ-81М, УТ-93П или аналогичные им

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ Р 52630-2006, ГОСТ 53677-2009, ГОСТ Р 53684-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

3. Магнитопорошковый

РДИ 38.18.017-94
ГОСТ 21105-87
ГОСТ 18442-80

Поверхность основного металла деталей и сварных швов машинного оборудования, кранов, арматуры, колонных аппаратов и емкостей

Выявление поверхностных и подповерхностных нарушений сплошности деталей и сварных швов (трещины, расслоения материала, наружные дефекты сварного шва)

Дефектоскопы типа ПМД-70 (переносной) МД-50П (передвижной) МД-4К, МДС-5, УМД-9000,
МИТ-1М и др.

4. Капиллярный

РДИ 38.18.019-95

Поверхность деталей машинного оборудования

Трещины, поры, раковины, следы межкристаллитной коррозии

Индикаторные жидкости.

5. Радиационный

ГОСТ 7512-82
ОСТ 26-291-94
ОСТ 26-11-03-84
ПБ 10-115-96*
РДИ 38.18.020-95

Толстостенные металлические конструкции, оборудование колонных аппаратов, технологических печей, реакторов и кранов

Трещины, непровары. Поры, шлаковые включения

Рентгеновские аппараты АРИНА-0,5-2М
АРИНА2-02М
Шмель-250
Гамма-дефектоскоп
Стаппель-5М

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ПБ 03-576-03. — Примечание изготовителя базы данных.

6. Акустико-эмиссионный (АЭ)

РД 03-131-97*

Металлические конструкции технологического оборудования: Теплообменники, печи технологические, технологические трубопроводы, краны, емкости, колонны, газгольдеры, резервуары, сепараторы и др.

Трещины

Многофункциональные приборы АЭ контроля:
АФ-11
АРГУС-7
Малахит-12АС
Комплекс «Эксперт-2000» и др.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ПБ 03-593-03. — Примечание изготовителя базы данных.

7. Тепловой

МЗО.188.84

Трубы технологических печей, технологических трубопроводов, реактора, колонных аппаратов

Утонение стенок, наличие трещин

Тепловизор
ИТ-10ТВМ

8. Магнитной памяти

РД 34.17.437-95
РД 34.17.446-97
РД 51-1-98

Трубы колонных аппаратов, теплообменников, аппаратов воздушного охлаждения, технологических печей, реакторов и технологических трубопроводов

Поверхностные трещины (участки концентраций напряжений)

Приборы типа ИКН-1М
ИМНМ-1Ф и др.

8.1.9 При диагностировании, выполняемом с целью определения возможности продления срока эксплуатации оборудования, выработавшего расчетный ресурс, кроме составления первичной документации (актов, протоколов и т.п.), оформляется отчет с заключением о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. При этом порядок диагностирования должен соответствовать требованиями Приложения 3 [26].

8.1.10 В случае обнаружения при диагностировании оборудования отклонений (дефектов), превышающих нормативные параметры, исполнитель работ должен известить об этом главного инженера завода и руководителя подразделения — владельца оборудования, с целью принятия решения о назначении ремонта или выполнения специальных расчетов, устанавливающих возможность и условия безопасной эксплуатации оборудования.

8.1.11 Расчеты на прочность оборудования и его элементов производятся по действующей НД. При отсутствии нормативного метода, расчет на прочность выполняется специализированной организацией или согласовывается с ней.

8.2 Содержание и порядок выполнения диагностирования оборудования

8.2.1 Входной контроль вновь вводимого в эксплуатацию оборудования возлагается на ОТН и подразделения завода, эксплуатирующие оборудование.

8.2.2 При входном контроле выполняется анализ технической документации на оборудование (паспорт, инструкция по монтажу и эксплуатации и другие документы, поставляемые изготовителем оборудования) на соответствие требованиям проектов и других действующих НД по безопасной эксплуатации производственного объекта.

8.2.3 По решению руководства завода, эксплуатирующего опасный производственный объект, входной контроль оборудования может осуществляться непосредственно на испытательных стендах заводов-изготовителей или поручаться специализированной диагностической организации, имеющей соответствующую лицензию Госгортехнадзора России.

8.2.4 Контроль технического состояния оборудования в процессе эксплуатации в пределах расчетного ресурса включает в себя:

  1. a. анализ технической документации с целью установления номенклатуры технических параметров, предельных состояний, выявление наиболее вероятных отказов и повреждений;

  2. b. оперативное (функциональное) диагностирование, включающее в себя контроль состояния оборудования, контроль показателей технологического процесса согласно нормам технологического регламента, в т.ч.: температура, давление, производительность, состав рабочих сред и т.д., проведение диагностических виброизмерений машинного оборудования с целью получения данных о техническом состоянии оборудования, его технических параметрах и нагруженности, условиях взаимодействия с окружающей средой, активности развития повреждений в процессе эксплуатации. Конкретные методы, объемы и места контроля определяются требованиями проекта, паспорта и другими действующими НД по безопасной эксплуатации конкретного оборудования;

с. на основании результатов диагностирования исполнитель работ (специалист службы технического надзора завода) делает запись в паспорте оборудования о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования и отражает в нем выявленные повреждения, причины и механизмы возникновения повреждений, а также рекомендации по их устранению или предупреждению дальнейшего развития.

8.2.5 Электрометрическое диагностирование подземных сооружений (технологических трубопроводов, емкостей и др.) включает в себя:

  1. a. анализ технической документации для определения участков, на которых вероятность коррозии в случае повреждения изоляции и неэффективности электрохимзащиты является наиболее вероятной; выявление возможных механизмов возникновения дефектов; выбор методов контроля; уточнение объемов диагностирования;

  2. b. составление Программы работ диагностирования с целью проверки качества активной (катодной) и пассивной (изоляционное покрытие) защиты, наличия коррозионных повреждений наружной поверхности труб, определения текущего состояния средств противокоррозионной защиты в целом, необходимости и способов их совершенствования для обеспечения эксплуатационной безопасности подземных сооружений;

  3. c. выполнение шурфовки не только в местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, но и выполнение контрольных осмотров состояния изоляции и металла сооружения в дополнительных шурфах, выполненные в местах, наиболее подверженных воздействию агрессивных сред;

  4. d. анализ результатов обследования, причин и механизмов возникновения повреждений и отклонений от нормы;

  5. e. составление отчета и заключения о степени эффективности противокоррозионной защиты и рекомендаций по устранению и предупреждению повреждений и отклонений от норм, служащих основанием для принятия решения об условиях дальнейшей эксплуатации сооружения или назначения ремонта.

8.2.6 Диагностирование оборудования, выработавшего расчетный (остаточный) ресурс, включает в себя:

  1. a. анализ технической документации с целью установления технических параметров предельных состояний, выявления наиболее вероятных отказов и повреждений;

  2. b. проведение диагностирования с целью получения данных о техническом состоянии оборудования, его технологических параметрах и нагруженности в условиях взаимодействия с окружающей средой в процессе эксплуатации;

  3. c. анализ результатов диагностирования в пределах расчетного ресурса с целью получения данных о техническом состоянии объекта, анализ отказов и повреждений, выявленных в наиболее опасных местах;

  4. d. составление Программы диагностирования с целью проверки соответствия определяющих параметров технического состояния требованиям проектно-конструкторской и НД. Программа разрабатывается специализированной организацией и согласовывается с отделом технического надзора завода;

  5. e. на основании результатов диагностирования и данных по оценке технического состояния оборудования и определению остаточного ресурса принимается заключение: о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования в соответствии с остаточным или назначенным ресурсом, о необходимости и условиях его ремонта, изменения рабочих параметров или демонтажа (списания);

  6. f. результаты всех выполненных исследований (включая расчетные) и заключение оформляются в виде отчета с приложением. В отчете должны быть отражены выявленные повреждения, причины и механизмы их возникновения, а также рекомендации по их устранению или предупреждению дальнейшего развития. Состав заключения должен отвечать требованиям ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

8.3 Разделение компетенций при проведении диагностирования.

8.3.1 Организация и проведение выполнения диагностирования оборудования возлагается на отдел технического надзора завода с привлечением специализированной диагностической организации.

8.3.2 В целях обеспечения требований Положения и других НД, на заводе должно выполняться следующее разделение компетенций между исполнителями работ:

  1. a. оперативное (функциональное) диагностирование оборудования в процессе эксплуатации должно выполняться эксплуатационным персоналом и техническими службами завода (подразделения), эксплуатирующими данное оборудование (метрологическая лаборатория, лаборатория неразрушающего метода контроля и др.).

  2. b. организация диагностирования оборудования в процессе эксплуатации в пределах расчетного (назначенного) ресурса возлагается на ОТН завода с привлечением специализированных организаций;

  3. c. диагностирование оборудования по окончании расчетного (назначенного) ресурса должно выполняться специализированной организацией;

  4. d. оценка результатов диагностирования, а также расчет остаточного ресурса и назначение продолжительности и условий эксплуатации оборудования после проведения диагностирования должны выполняться Исполнителем работ;

  5. e. специальная оценка результатов диагностирования, в случаях обнаружения дефектов, не предусмотренных в НД, влияние которых на безопасность эксплуатации оборудования требует выполнения специальных расчетов и проведения дополнительных экспериментальных работ, должно выполняться специализированной организацией или согласовываться с ней.

8.4 Периодичность диагностирования

8.4.1 Диагностирование оборудования осуществляется во время остановок технологических установок на планово-предупредительный ремонт в сроки, указанные в таблице 8.2

Периодичность диагностирования оборудования

Таблица 8.2

Диагностируемое оборудование

Периодичность

Диагностирование в период расчетного ресурса

Диагностирования после выработки расчетного ресурса

Машинное оборудование и аппараты воздушного охлаждения

В соответствии с требованиями [28]

По программе проведения диагностирования

Сосуды, работающие под давлением (колонные аппараты и емкости; реакторы и теплообменники)

В соответствии с требованиями п.1 табл.10 и 11 [7] но не реже 1 раза в 2 года — для сосудов ОТН, остальные — не реже 1 раза в 6 лет, теплообменники — не реже 1 раза в 12 лет

По спец. Программе в соответствии с требованиями п.2.4 и Приложением 3 [26]

Резервуары, цилиндрические сварные вертикальные

В соответствии с требованиями п.п.3.5 и 3.6 [12] Частичное обследование — не реже 1 раза в 5 лет; полное обследование — не реже 1 раза в 10 лет

По программе в соответствии с требованиями п.3.7 [12]

Частичное обследование — не реже 1 раза в 4 года; полное обследование — не реже 1 раза в 8 лет

Краны

Не реже 1 раза в год при частичном освидетельствовании.

Не реже 1 раза в 3 года при полном освидетельствовании.

Не реже 1 раза в 5 лет для редко используемых кранов при полном освидетельствовании.

Отнесение кранов к категории редко используемых производится заводом по согласованию с органами ГГТН РФ [10] — только для кранов, зарегистрированных в органах ГГТН

По программе диагностирования

Технологические трубопроводы, арматура

В соответствии с требованиями табл.9.1 [8] п.7.5.3.4 [8] табл.31 [21], но не реже 1 раза в 3 года

По спец. Программе в соответствии с требованиями п.2.4 и Приложением 3 [26]

Печи технологические

В соответствии с требованиями проекта и изготовителей [15]

По спец. Программе в соответствии с требованиями п.2.4 и Приложением 3 [26]

Вентиляционное оборудование

Не реже 1 раза в 2 года — на санитарно-гигиенический эффект

По спец. Программе

Железнодорожные цистерны

П 6.3 11 [7]

В соответствии с требованиями
РД 15-73-94

8.5 Определение остаточного ресурса эксплуатируемого оборудования выполняется специализированной организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора.

8.5.1 Выбор метода оценки остаточного ресурса и показателей надёжности оборудования выполняется с учётом полноты и качества базы данных, полученных при диагностировании, а также достоверности прогноза условий дальнейшей эксплуатации.

8.5.2 Для выполнения расчетов остаточного ресурса используются методики, утверждённые или согласованные Госгортехнадзором России [26], а в отдельных случаях, при их отсутствии, расчёты выполняются специализированными организациями. За правильность выбора методики ответственность несёт организация, выполняющая расчёт. Параметры надёжности оборудования устанавливаются в соответствии с действующей НД, а при их отсутствии — организацией, выполняющей расчёт. При выполнении расчетов остаточного ресурса должны указываться исходные данные, а также их источники.

8.5.3 При расчете остаточного ресурса оборудования по данным диагностирования учитываются уровень чувствительности приборов и другие особенности использованных методов неразрушающего контроля, размеры дефектов, устанавливаемых при неразрушающем контроле. В необходимых случаях предусматривается специальная обработка диагностических данных, включающая их идентификацию и экспертизу к ранее выявленным дефектам, приведшим к неисправности оборудования.

8.5.4 При расчёте остаточного ресурса, в первую очередь, учитываются предельные состояния, определенные при расчёте оборудования на стадии проектирования.

8.5.5 За выбор расчётной схемы элементов с дефектом ответственность несет организация, выполняющая расчет. При оценке индивидуального ресурса элементов и узлов оборудования с внутренними дефектами (несплошностями основного металла и сварных швов) учитывается возможность накопления в них водорода от воздействия рабочих сред.

8.5.6 При выборе рассматриваемых физико-механических характеристик материалов должны учитываться возможности их снижения в результате коррозионного воздействия рабочих сред.

8.5.7 При составлении баз данных по динамике изменения параметров технического состояния, используемых при расчётах остаточного ресурса, должны учитываться возможные различия в условиях измерения в сравниваемые моменты времени, а также присущие методам измерения случайные и систематические ошибки.

8.5.8 При расчёте остаточного ресурса на основе статистических данных по отказам, при необходимости используются методики построения «дерева» отказов и управления риском.

8.5.9 Расчет остаточного ресурса оборудования и установление назначенного ресурса осуществляются по установленным закономерностям, указанным в НД. Решение о сроках и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования принимается на основании полученных оценок.

8.5.10 Ресурс работы оборудования (Р) от даты проведённого обследования до следующего диагностирования технического состояния определяется исходя из предполагаемых условий эксплуатации и полученных результатов неразрушающего контроля. Назначенный ресурс (Р) должен быть меньше расчётного (Г), т.е. должно выполняться условие Р<Г, что уточняется проверочным расчётом.

8.5.11 По истечении назначенного (установленного) ресурса необходимо выполнение нового диагностирования для оценки возможности дальнейшей эксплуатации оборудования.

8.6. Оформление результатов диагностирования

8.6.1 Результаты всех выполненных исследований технического состояния оборудования (включая расчёты) и заключение оформляются в виде отчёта с приложениями и хранятся на заводе. В отчёт включаются (и прилагаются) все первичные материалы и результаты работ (протоколы, формуляры, схемы), выполненные по разделам Программы.

8.6.2 Все отклонения от требований нормативной и конструкторской документации, а также обнаруженные в результате диагностирования дефекты, отражаются в формулярах, протоколах и схемах с указанием координат и размеров дефектов.

8.6.3 В текстовой части отчета должна содержаться следующая информация:

8.6.3.1 Наименование организации, выполнившей диагностирование, номера и сроки действия разрешений (лицензий) на проведение работ по диагностированию оборудования, с указанием, кем они выданы. Копии лицензий должны прилагаться к отчёту.

8.6.3.2 Список исполнителей с указанием сведений, подтверждающих их квалификацию.

8.6.3.3 Общие сведения об объекте диагностирования:

— наименование оборудования;

— технологический номер;

— заводской номер;

— регистрационный номер по реестру местного органа Госгортехнадзора России или ОТН завода;

— наименование завода-изготовителя;

— дата изготовления;

— дата пуска в эксплуатацию;

— назначенный заводом-изготовителем ресурс (срок службы);

— расчетные (проектные) параметры работы оборудования;

— фактические технологические параметры работы оборудования;

— разрешённые параметры работы оборудования;

— основные геометрические размеры элементов оборудования (диаметры, толщины стенок);

— параметры сварного соединения в случае обнаружения в нем отклонений от нормы;

— материалы основных элементов оборудования;

— применённые при изготовлении сварочные материалы (электроды, сварочная проволока, флюсы и т.д.) и режимы сварки;

— сведения о термообработке;

— объёмы, методы и результаты заводского и монтажного дефектоскопического контроля;

— сведения о ремонтах, связанных со сваркой.

8.6.4 Методические указания для проведения диагностирования оборудования:

— название Программы диагностирования;

— сведения о методах и объёмах контроля (или копия Программы диагностирования).

8.6.5 Применяемые при диагностировании приборы, оборудование и НД:

— типы (марки) испытательных стендов, оборудования и дефектоскопической аппаратуры, использованной при данном диагностировании, и данные их аттестации (поверки);

— сведения (наименования, шифры) о НД, по которой проводилось диагностирование;

— установленные и фактические параметры чувствительности использованных приборов и оборудования, данные их регистрации.

8.6.6 Описание результатов диагностирования, оценки параметров технического состояния и определения ресурса эксплуатации оборудования оформляются на основе:

— анализа нормативной документации;

— результатов неразрушающего контроля (формуляры, протоколы, схемы и др. данные);

— результатов обработки и анализа диагностических данных;

— использования компьютерных методов регистрации данных о диагностировании;

— анализа параметров технического состояния и повреждений оборудования, причин и механизмов их возникновения, а также рекомендации по их устранению или предупреждению дальнейшего развития;

— нормативных и специальных расчетов и исследования напряжённо-деформированного состояния конструкций и характеристик материалов;

— обоснования выбора видов и критериев предельных состояний оборудования в случаях обнаружения повреждений;

— расчёта индивидуального остаточного ресурса элементов оборудования с учетом обнаружения дефектов;

— расчёта вероятностного (гамма-процентного) остаточного ресурса.

8.6.7 По результатам диагностирования составляется заключение с выводами о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования в соответствии с остаточным или назначенным ресурсом до следующего диагностирования или с предложениями о необходимости ремонта, корректировки рабочих параметров или списания.

8.6.8 Условия дальнейшей эксплуатации оборудования должны включать в себя рабочие, расчетные и испытательные параметры, периодичность, методы и объемы контроля, сроки их проведения, а также перечень основных НД, регламентирующих безопасную эксплуатацию этого вида оборудования. Состав заключения должен отвечать требованиям ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

9 РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ПЛАН-ГРАФИКАМ

9.1 Настоящий раздел устанавливает порядок проведения ТО и Р оборудования, проводимых согласно принятым план-графикам.

9.2 Разработка план-графиков (планирование объемов ремонтных работ) производится на основании анализа работы оборудования, результатов его технического обслуживания и диагностирования неразрушающими методами, требований НД, предписаний надзорных органов.

9.3 При проведении ТО и Р оборудования по план-графикам составляются следующие документы:

— годовой план-график остановок на ремонт технологических установок завода;

— годовой план-график ТО и Р оборудования на установках;

— годовой план-график ремонта газгольдеров и резервуаров;

— месячные графики ТО и Р оборудования.

9.3.1 При компьютерном учете проведения ремонтов оборудования годовой план-график ТО и Р оборудования, месячные графики ТО и Р оборудования, отчет по ППР оборудования составляется в соответствии с формой 23.

9.4 План-график остановок технологических установок на ремонт (Форма 1)* составляется производственно-диспетчерской службой (ПДС) совместно с главным технологом, главным энергетиком, главным механиком, главным метрологом, согласовывается с главным инженером завода, а также с отделом переработки конденсата ООО «Сургутгазпром» и утверждается главным инженером ООО «Сургутгазпром» до 15 ноября текущего года, предшествующего планируемому.

________________

* Приведенные в настоящем Положении формы документации (Приложение А) являются рекомендуемыми. В зависимости от структуры и состава подразделения завода допускается внесение изменений в формы, при условии сохранения основного содержания.

9.5 При составлении плана-графика остановок технологических установок на ремонт должны учитываться:

— структура и продолжительность ремонтного цикла установок;

— вид и порядковый номер последнего ремонта установки;

— дата проведения последнего ремонта установки;

— срок очередного технического освидетельствования оборудования установки;

— техническое состояние оборудования установки.

9.6 Годовой план-график остановок на ТО и Р оборудования, структура ремонтного цикла которого не совпадает со структурой ремонтного цикла установки, составляется начальником и механиком установки и подается в МРС не позднее 25 декабря текущего года, предшествующего планируемому (Форма 2).

9.7 Годовые план-графики ТО и Р оборудования и технологических установок являются основанием для расчета потребности в материальных и трудовых ресурсах при разработке производственных планов механоремонтной службы завода.

9.8 Годовой план-график ремонта газгольдеров и резервуаров (Форма 3) составляется начальником цеха по согласованию с главным механиком и утверждается главным инженером.

9.9 На основании утвержденного годового плана-графика технического обслуживания и ремонта оборудования и его фактической наработки механиком установки составляются месячные графики (Форма 4), которые подаются в МРС не позднее 25 числа и утверждаются не позднее 30 числа текущего месяца, предшествующего планируемому.

9.10 Перенос сроков ремонта установки определяется комиссией под руководством главного инженера и оформляется актом (Форма 5). О новых установленных сроках сообщается подрядным организациям.

9.11 В случае изменения календарного срока ремонта отдельной единицы оборудования начальником подразделения — владельцем оборудования составляется акт (Форма 6), который утверждается главным механиком завода.

9.12 Основным техническим документом для проведения планового ремонта технологической установки и отдельного оборудования является ведомость дефектов для установок (Форма 7), для оборудования (Форма 8).

При выполнении ремонтов подрядной организацией составляется ведомость дефектов (Форма 24) и спецификация (Форма 25).

Ведомость дефектов на ремонт отдельных видов оборудования и аппаратов составляется на средние и капитальные ремонты.

9.13 Ведомость дефектов на ремонт установки составляется начальником и механиком установки на основании всестороннего анализа записей в ремонтных, эксплуатационных, вахтовых журналах и результатов диагностирования. За 30 дней до начала текущего ремонта и за 90 дней до начала капитального ремонта ведомость дефектов представляется на рассмотрение в отделы главных специалистов завода, где уточняются объемы работ, потребности в материалах и запасных частях, механизмах и приспособлениях и намечаются исполнители работ.

9.13.1 Ведомость дефектов на текущий ремонт установки включает перечень ремонтных работ, мероприятий по технике безопасности, работ, выполняемых в подготовительный период.

Ведомость дефектов на капитальный ремонт установки включает перечень ремонтных работ, работ по реконструкции установки и модернизации оборудования, работ по внедрению рационализаторских предложений, мероприятий по технике безопасности и охране окружающей среды, работ, выполняемых в подготовительный период.

К работам, выполняемым в подготовительный период, относятся такие, как изготовление узлов и деталей оборудования, трубопроводов и металлоконструкций, некоторые строительные работы, изготовление нестандартного оборудования, подготовка обменного фонда арматуры, форсунок и т.п.

9.13.2 Основанием для включения в ведомость дефектов ремонтных работ являются:

— график планово-предупредительного ремонта на все виды оборудования;

— потребность в проведении ревизии;

— результаты предыдущей ревизии;

— результаты ревизии, проведенной во время работы оборудования;

— замечания обслуживающего персонала по работе оборудования в межремонтный период;

— результаты обследования состояния оборудования техническим руководством установки совместно со специалистами отдела технического надзора в межремонтный период.

Все остальные работы включаются на основании утвержденных руководством предприятия планов и графиков по выполнению организационно-технических мероприятий, внедрению новой техники, мероприятий по технике безопасности и т.д.

9.13.3 К составленной ведомости дефектов, по результатам диагностирования оборудования, прилагаются следующие документы:

— заявки на необходимое оборудование, арматуру, запасные части, материалы, подлежащие приобретению на стороне;

— заявки на запасные части, подлежащие изготовлению ремонтным подразделением предприятия или подрядной ремонтной организацией;

— полный комплект рабочих чертежей, схемы на работы по реконструкции, модернизации, документы по технике безопасности, утвержденные главным инженером и согласованные с генеральным проектировщиком.

9.13.4 За 75 дней до начала капитального ремонта установки ведомость дефектов должна быть представлена на рассмотрение и утверждение главному инженеру предприятия.

9.13.5 За 60 дней до начала капитального ремонта установки, на основании ведомости дефектов и чертежей, составляется смета (Форма 9) на ремонт, которую утверждает директор завода.

9.13.6 За 45 дней до капитального ремонта и за 10 дней до начала текущего ремонта выдается заказ исполнителю работ:

— подрядной организации;

— ремонтному подразделению предприятия;

К заказу прилагается ведомость дефектов (2 экземпляра) и необходимая техническая документация.

Ремонтные работы проводятся после сдачи установки в ремонт по акту (Форма 10) с оформлением наряда — допуска (Форма 14).

Время, указанное в акте, считается официальным началом ремонтного периода.

9.15 Сдача в ремонт отдельной единицы оборудования оформляется актом (Форма 11).

9.16 После выполнения работ согласно ведомости дефектов и другой ремонтной документации, уборки территории установки, приведения в порядок первичных средств пожаротушения, продувки системы установки от воздуха по разрешению главного инженера завода проводят испытание установки в рабочем режиме с определением параметров отклонения.

9.17 Результаты испытания установки (оборудования) признаются удовлетворительными, если контролируемые параметры соответствуют НД и требованиям правил Госгортехнадзора России. По результатам испытаний оформляется акт.

9.18 Установка принимается из ремонта комиссией под руководством главного инженера и оформляется актом сдачи в эксплуатацию (Форма 12).

9.19 Акт сдачи установки в эксплуатацию является разрешением для пуска и вывода установки на режим. Время, указанное в акте, считается официальной датой окончания ремонтного периода.

9.20 Единичное оборудование принимается из ремонта начальником установки и оформляется актом (Форма 13).

9.21 Акт приемки из ремонта машинного оборудования подписывается после завершения рабочей обкатки и получения положительных результатов.

9.22 Разрешением на обкатку машинного оборудования является акт о завершении ремонта, готовности к обкатке, который подписывается исполнителем ремонта.

10 СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ МЕХАНОРЕМОНТНОЙ СЛУЖБЫ

10.1 Механоремонтная служба является структурным подразделением завода, обеспечивающим бесперебойную, технически правильную эксплуатацию и надежную работу технологического и вспомогательного оборудования путем технического обслуживания, проведения ремонтов, реконструкции, модернизации и технического надзора.

10.2 В структуру механоремонтной службы входят:

— служба главного механика;

— ремонтно-механический цех;

— сварочно-монтажный цех;

— отдел технического надзора.

10.3 Основные задачи механоремонтной службы:

10.3.1 Качественный и своевременный ремонт технологического оборудования завода согласно графиков ППР оборудования и графиков остановочных ремонтов установок собственными силами и с привлечением специализированных подрядных организаций.

10.3.2 Поддержание парка технологического оборудования, коммуникаций, сооружений, металлоконструкций зданий завода в работоспособном состоянии.

10.3.3 Использование современных технологий при ремонте технологического оборудования, изготовлении запасных частей, восстановлении изношенных деталей.

10.3.4 Изготовление запасных частей для технологического оборудования, комплектующих для строящихся объектов, запасных частей для спецтехники, автотранспорта всех служб, цехов завода.

10.3.5 Изготовление нестандартного оборудования для нужд производства, выполнение сварочно-монтажных и кузнечных работ.

10.3.6 Ревизия оборудования и пуско-наладочные работы на пусковых объектах.

10.3.7 Технический надзор за ремонтом, эксплуатацией и монтажом технологического оборудования и трубопроводов, сосудов, работающих под давлением, грузоподъемных машин и механизмов, вертикальных стальных резервуаров, вентиляционных систем.

10.3.8 Выполнение организационно-технических мероприятий по улучшению условий труда и промсанитарии, сокращения сроков простоя оборудования в ремонте и увеличения сроков его службы, внедрение рационализаторских предложений.

10.3.9 Экономия средств завода за счет эффективного обслуживания и ремонта оборудования.

10.4 Функции механоремонтной службы

10.4.1 Обеспечение:

— Бесперебойного выпуска качественной продукции, оперативного, производственного планирования в подразделениях МРС. Специализированного ремонта, централизованного изготовления запасных частей, узлов и сменного оборудования. Защиты технологических трубопроводов, технологического оборудования, сосудов, резервуаров производств от коррозии, контроль за их коррозионным состоянием.

— Исправного состояния оборудования, механизмов, приспособлений, инструментов, оснащения рабочих мест необходимыми защитными и оградительными устройствами, плакатами и предупредительными надписями, служебной документацией (журналами), проверки их состояния, осуществления замены и корректировки. Разработки технологических карт обслуживания оборудования для структурных подразделений завода.

— Создания безопасных и здоровых условий труда, повышения технической культуры производства, реализации мероприятий по улучшению условий охраны труда и санитарно-оздоровительных мероприятий на рабочих местах для работников, непосредственно входящих в состав службы.

— Работников инструкциями, регламентирующими безопасные приемы и методы труда, инструкциями по профессиям и видам работ, а также средствами индивидуальной защиты спецодеждой и спецобувью, моющими средствами.

— Должностных лиц и специалистов должностными инструкциями и нормативными документами по охране труда.

10.4.1.1 Внедрения
новейших достижений науки и техники в области совершенствования технологического оборудования, механизмов, приспособлений с целью повышения безопасности работ, снижения профзаболеваний, предупреждения загрязнения окружающей среды и улучшения условий труда.

10.4.1.2 Выполнения:

— правил технической эксплуатации сосудов, работающих под давлением, грузоподъемных механизмов, машин и другого механического оборудования, установок и сооружений;

— требований безопасности к механическому оборудованию и инструменту;

— требований промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте технологического оборудования, приспособлений и инструментов;

— в установленные сроки указаний, предписаний и требований органов государственного надзора и контроля, работников службы охраны труда и промышленной безопасности завода, а также замечаний и предложений уполномоченных по охране труда профкома.

10.4.1.3 Соблюдения:

— действующих правил и норм по охране труда при эксплуатации и ремонте оборудования, проведения монтажных и наладочных работ и выполнения предписаний органов государственного надзора и административно-производственного контроля охраны труда;

— установленного порядка допуска к эксплуатации объектов, агрегатов, оборудования после ремонта;

10.4.2 Организация:

10.4.2.1 Безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, грузоподъемных механизмов, машин и другого механического оборудования, установок и сооружений.

10.4.2.2 В цехах кабинетов (уголков) охраны труда и промышленной безопасности обеспечение их техническими средствами обучения, проведение в них инструктажей и проверки знаний.

10.4.2.3 Разработки планов (графиков) осмотров, испытаний и профилактических ремонтов оборудования в соответствии с настоящим Положением утверждения этих планов и контроля их выполнения.

10.4.2.4 Согласования планов (графиков) ремонта с подрядными организациями, привлекаемыми для проведения ремонтов, обеспечения их необходимой документацией.

10.4.2.5 Ведения технологических процессов в соответствии с требованиями охраны труда и промышленной безопасности.

10.4.2.6 Работы по учету наличия и движения оборудования, составления и оформления технической и отчетной документации.

10.4.2.7 Выполнения всех работ в соответствии с чертежами, техническими условиями, инструкциями, технологическими картами.

10.4.2.8 Межремонтного обслуживания, своевременного и качественного ремонта и модернизации оборудования, работы по повышению его надежности и долговечности.

10.4.2.9 Технического надзора за состоянием, содержанием, ремонтом зданий и сооружений, рационального использования материалов на выполнение ремонтных работ.

10.4.2.10 Проведения инвентаризации основных производственных средств, определения устаревшего оборудования, объектов, требующих капитального ремонта, установления очередности производства ремонтных работ.

10.4.2.1.11 Взаимодействия с НИИ, поставщиками оборудования и специализированными подрядными организациями в период подготовки к ремонту, модернизации, реконструкции.

10.4.2.12 Своевременного обучения, проведения инструктажей и проверок знаний по охране труда, закрепления новых работников для стажировки за высококвалифицированными специалистами, контроля своевременного и качественного проведения инструктажа и стажировки.

10.4.2.13 Своевременного прохождения периодических медицинских осмотров работников, работающих с вредными и опасными условиями труда.

10.4.2.14 Оснащения цехов, участков и рабочих мест первичными средствами пожаротушения, обеспечения в постоянном работоспособном состоянии системы и устройства для извещения, сигнализации, а также защиты от аварий и пожаров.

10.4.2.15 Работы административно-производственного контроля по охране труда и промышленной безопасности на втором уровне.

10.4.3 Руководство:

10.4.3.1 Разработкой нормативных документов по ремонту оборудования, расходу материалов на ремонтно-эксплуатационные нужды, анализом показателей его использования, составлением смет на проведение ремонтов, оформлением заявок на приобретение материалов и запасных частей, необходимых при эксплуатации оборудования.

10.4.3.2 Работой по наладке и техническому осмотру оборудования, своевременному проведению планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний, а также обеспечением выполнения инструкций по обслуживанию агрегатов и установок, в т.ч. относительно которых предъявляются повышенные требования безопасности.

10.4.3.3 Разработкой и внедрением мероприятий по замене малоэффективного оборудования высокопроизводительными, по сокращению внеплановых ремонтов и простоев оборудования, снижению затрат на ремонт и его содержание на основе применения новых прогрессивных методов ремонта и восстановления деталей, узлов и механизмов.

10.4.3.4 Изучением условий работы оборудования, отдельных узлов и деталей, анализом причин повышенного износа оборудования, его простоев в ремонте.

10.4.3.5 Расследованием аварий, разработкой и внедрением мероприятий по их ликвидации и предупреждению.

10.4.3.6 Работой по повышению надежности и долговечности оборудования.

10.4.3.7 Проведением мероприятий по предупреждению внеплановых остановок оборудования, продлению сроков службы узлов и деталей, межремонтных периодов, улучшению сохранности оборудования, повышению надежности.

10.4.3.8 Рациональным использованием производственных ресурсов ремонтной базы МРС, составлением отчета о загруженности производственных мощностей, подготовкой расчетов о необходимости расширения производственных мощностей. Разработкой и проведением мероприятий по реконструкции и модернизации собственной ремонтной базы.

10.4.3.9 Координацией работы подразделений службы с производствами, подрядными организациями по время ремонта, модернизации, реконструкции.

10.4.3.10 Работниками службы и подразделений, осуществляющими ремонтное обслуживание технологического оборудования, зданий и сооружений предприятия, организацией работы по повышению их квалификации.

10.4.3.11 Работой по ликвидации аварий на подконтрольных участках.

10.4.4 Принимает участие:

— В подготовке предложений по учету и планированию, рационализации и аттестации рабочих мест, по модернизации оборудования, реконструкции, техническому перевооружению предприятия, внедрению средств комплексной механизации и автоматизации технологических процессов, охране окружающей среды, в разработке планов повышения эффективности производства.

— В экспериментальных, наладочных и других работах по внедрению и освоению новой техники, в испытаниях оборудования, в приемке нового и вышедшего из ремонта оборудования, реконструируемых зданий и сооружений.

— В разработке и внедрении мероприятий по созданию безопасных и благоприятных условий труда при эксплуатации и ремонте оборудования, в рассмотрении рационализаторских предложений, касающихся улучшения работы оборудования, дает отзывы и заключения на наиболее сложные из них. Содействует внедрению принятых рационализаторских предложений.

— В работе постоянно действующей комиссии (ПДК) административно-производственного контроля предприятия по проверке соответствия технического состояния механического оборудования, вентиляции, установок, агрегатов требованиям правил и норм по охране труда и промышленной безопасности.

— В разработке соглашения по охране труда и выполнении перспективных мероприятий по улучшению условий охраны труда и повышению уровня безопасности на заводе.

— В подготовке экспертизы на проекты модернизации и реконструкции.

— В расследовании аварий, несчастных случаев, профзаболеваний, происшедших в службе, анализе причин, разработке мероприятий по их предупреждению.

10.4.5 Ведет контроль:

— За качеством работ по монтажу оборудования, рациональным расходованием средств на капитальный ремонт, правильностью хранения оборудования на складах.

— За соответствием технического состояния механического оборудования, установок, агрегатов требованиям нормативных актов по охране труда, промышленной безопасности, за наличием сертификатов соответствия требованиям промышленной безопасности на применяемые технические устройства. За внедрением технических паспортов на основное и вспомогательное оборудование.

— За своевременностью проверки и предъявления органам, осуществляющим государственный технический надзор, сосудов, работающих под давлением, грузоподъемных механизмов, вентиляционных установок и т.п., внесения изменений в паспорта на оборудование, а также наличия у персонала удостоверений на право руководства и проведения работ повышенной опасности.

— За выполнением предписаний и мероприятий по обеспечению надежной работы механического оборудования основного производственного назначения и технологических трубопроводов.

— За выполнением мероприятий по предупреждению аварий, несчастных случаев, профессиональных заболеваний, связанных с эксплуатацией механических установок и оборудования.

— За соблюдением технологической дисциплины, правил и норм по охране труда, промышленной безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, санитарных норм.

10.4.6 Механоремонтная служба имеет право:

10.4.6.1. Требовать:

— от подрядных организаций выполнения работ в полном соответствии с утвержденной технической документацией, соблюдения норм, правил и технических условий на производство и приемку работ, а также правил техники безопасности;

— в установленном порядке от соответствующих подразделений завода предоставления информации, необходимой для выполнения возложенных функций;

— от руководителей производственных и технических подразделений:

  1. a. выполнения предписанных норм эксплуатации и обслуживания оборудования;

  2. b. своевременного предоставления норм эксплуатации и обслуживания оборудования;

  3. c. своевременного предоставления сведений о нарушениях технологий обслуживания оборудования;

  4. d. немедленного сообщения о поломках оборудования.

10.4.6.2. Запрещать:

— подрядным организациям применять недоброкачественные, не отвечающие ГОСТам, техническим условиям и проекту материалы, детали и изделия.

— допуск к эксплуатации вновь смонтированное оборудование, технологические установки, коммуникации, не обеспеченные соответствующей технической документацией и эксплуатационными инструкциями, а также имеющие недоделки;

— работу оборудования, технологических установок и производств в случаях грубого нарушения правил технической эксплуатации, неудовлетворительного технического состояния, прямой угрозы аварии или несчастного случая с персоналом до устранения причин, нарушающих нормальную эксплуатацию.

10.4.6.3. Давать указания
всем службам завода и контролировать их деятельность в вопросах правильной эксплуатации и ремонта, содержания оборудования, зданий и сооружений и использования ремонтных ресурсов. Поручать отдельным структурным подразделениям завода проведение работ по техническому обслуживанию оборудования.

10.4.6.4. Принимать решения
о внесении изменений в технологию обслуживания и ремонта оборудования. Осуществлять неплановый ремонт оборудования, вышедшего из строя.

10.4.6.5. Участвовать
в разработке технических условий, инструкций. Участвовать в общем планировании деятельности завода.

10.4.7 Оценка работы и ответственность.

10.4.7.1 Работа главного механика
оценивается уровнем требовательности к подчиненным, к качеству и своевременному выполнению ими работы.

Качество выполненных работ главного механика определяется точностью соблюдения инструкций, Правил и других руководящих и нормативных документов, отсутствием ошибок и недоработок.

Своевременность работы определяется:

— изготовлением запасных частей, восстановлением деталей, узлов и механизмов для ремонтно-эксплуатационных нужд всех служб завода в установленные сроки;

— изготовлением нестандартного оборудования для объектов завода в установленные сроки;

— проведением ремонтов отдельных единиц оборудования и технологических установок в установленные сроки самостоятельно и совместно со специализированными подрядными организациями;

— проведением в установленные сроки технического надзора за эксплуатацией и монтажом технологического оборудования и трубопроводов, сосудов, работающих под давлением, грузоподъемных машин и механизмов, вертикальных стальных резервуаров, вентиляционных систем.

Главный механик несет ответственность:

— за своевременное и качественное выполнение задач и функций настоящего Положения;

— за отсутствие безопасных и здоровых условий труда;

— за невыполнение мероприятий по улучшению охраны труда и санитарно-оздоровительных мероприятий на рабочих местах для работников механоремонтной службы;

— за ненадлежащий контроль над сроками и качеством изготовления запасных частей, восстановление деталей, узлов и механизмов;

— выполнение план-графиков ремонтов отдельных единиц и технологических установок, графиков осмотров, ревизий, испытаний и технических освидетельствований поднадзорного оборудования;

— ненадлежащий контроль за исполнением приказов, распоряжений и предписаний вышестоящих организаций и органов Госгортехнадзора РФ;

— несоблюдение требований правил внутреннего распорядка, правил и норм по охране труда и промышленной безопасности, промышленной санитарии.

— в зависимости от характера и последствий нарушений, главный механик может быть привлечен к материальной, дисциплинарной, административной и уголовной ответственности в порядке, предусмотренном законодательством РФ.

10.5 В состав ремонтно-механического цеха
входят:

— токарно-механический участок,

— участок наружного ремонта,

— участок по ремонту насосно-компрессорного оборудования.

Функции ремонтно-механического цеха:

— проведение в установленные сроки планово-предупредительного и капитального ремонта оборудования основных и вспомогательных производств завода;

— изготовление нестандартного оборудования, согласно заявок подразделений в соответствии с требованиями чертежей;

— изготовление запасных частей к технологическому оборудованию, согласно заявок подразделений, утвержденного плана и приложенных чертежей, эскизов;

— обеспечение безопасных и здоровых условий труда, реализацию мероприятий по улучшению условий охраны труда и санитарно- оздоровительных мероприятий;

— подготовка и переподготовка кадрового состава; подготовка мероприятий по повышению качества работ, выполняемых работниками цеха.

10.6 В состав сварочно-монтажного цеха
входят: механомонтажный и кузнечно-сварочный участки.

Функции сварочно-монтажного цеха:

— изготовление и монтаж технологических трубопроводов, согласно планов реконструкции производств;

— ремонт трубопроводов и технологического оборудования;

— изготовление, монтаж и ремонт металлоконструкций, нестандартного оборудования;

— выполнение работ по наплавке, напайке, контактной сварке;

— выполнение кузнечных и термических работ;

— изготовление грузозахватных приспособлений.

10.7 Функции отдела технического надзора:

10.7.1 Осуществление надзора:

— за техническим состоянием и безопасной эксплуатацией технологических резервуаров вертикальных стальных; сосудов, работающих под давлением до и выше 0,7 кгс/см; технологических трубопроводов; печей технологических установок; грузоподъемных машин и механизмов; съемных грузозахватных приспособлений; вентиляционного оборудования; насосно-компрессорного оборудования; аппаратов воздушного охлаждения; высоконапорных дутьевых вентиляторов; объектов котлонадзора; трубопроводов пара и горячей воды.

— за состоянием антикоррозионной защиты технологического оборудования и трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры на объектах завода, контроль над их коррозионным состоянием;

— за правильностью и регулярностью ведения технической документации, за соблюдением установленных действующими правилами и нормативными документами рабочих параметров.

10.7.2 Рассмотрение и согласование:

— годовых графиков ППР технологического оборудования; грузоподъемных машин;

— актов на изменение календарного срока ремонтов;

— ревизий технологического оборудования;

— дефектных ведомостей на ремонт установок и отдельных видов оборудования; вносит изменения, связанные с техническим состоянием оборудования и трубопроводов.

10.7.3 На основании осмотров, ревизий и технических освидетельствований документальное оформление результатов контроля и выдача указаний по дальнейшей эксплуатации оборудования, в виде предписаний и рекомендаций.

10.7.4 Проверка выполнения предыдущих предписаний и при их невыполнении — информировать администрацию завода.

10.7.5 Участие в приемке в эксплуатации технологического оборудования, сосудов, аппаратов, трубопроводов после ремонта, строительства, реконструкции; проверка исполнительской документации в соответствии с нормативными документами и согласование разрешение на их пуск.

10.7.6 Получение, учет, хранение и использование материалов оборудования, приборов, инструмента и других товарно-материальных ценностей.

10.7.7 Контроль получения, хранения и применения источников ионизирующих излучений, используемых в лаборатории неразрушающего контроля.

10.7.8 Организация проверки знаний обслуживающего персонала, связанных с обслуживанием грузоподъемных машин и механизмов.

10.7.9 Контроль над выполнением приказов, распоряжений и предписаний вышестоящих организаций и органов Госгортехнадзора РФ, касающихся правил безопасной эксплуатации поднадзорного технологического оборудования.

10.7.10 Техническое руководство паспортизацией технологического оборудования, трубопроводов, регистрация сосудов, работающих под давлением до и свыше 0,7 кгс/см, грузоподъемных машин и механизмов, подлежащих и не подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора РФ, и разработка графиков технических освидетельствований поднадзорного оборудования.

10.7.11 Внедрение новейших достижений науки и техники в области совершенствования технологического оборудования, приспособлений с целью повышения безопасности работ, снижения профзаболеваний, предупреждения загрязнения окружающей среды и улучшения условий труда.

10.7.12 Обеспечение исправного состояния лабораторного оборудования, приборов, приспособлений, инструмента, оснащение рабочих мест необходимыми средствами защиты.

10.7.13 Разработка общезаводских производственных инструкций на поднадзорное оборудование.

10.7.14 Выполнение в установленные сроки указаний, предписаний и требований органов государственного надзора и контроля, работников отдела охраны труда и промышленной безопасности.

10.7.15 Функции лаборатории металловедения ОТН:

— проведение анализов химического состава металла и его механических свойств с выдачей заключения о марке стали;

— проведение спектральных анализов металла;

— определение фактической скорости коррозии металла, стенок сосудов и аппаратов, технологических трубопроводов;

10.7.16 Функции лаборатории неразрушающего контроля (дефектоскопии) ОТН:

— проведение неразрушающего контроля качества сварных соединений с выдачей заключения.

11 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ОТРЕМОНТИРОВАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

11.1 Оценка качества отремонтированного оборудования производится специалистами отдела технического надзора. Для оценки качества ремонта оборудования рекомендуется следующая номенклатура показателей качества:

— показатели соблюдения требований нормативных документов;

— показатели назначения;

— показатель надежности;

— показатель бездефектного предъявления.

За показатели соблюдения требований НД
и стандартов принимаются качественные характеристики, определяющие соответствие выполненных работ или отремонтированного оборудования требованиям стандартов и НД. Например, соблюдение технологии сварки, качество сварки, соблюдение геометрических размеров, качество примененных материалов, плотность корпуса и сальников торцевых уплотнений насосов, вибрационное состояние, качество подгонки трущихся пар и т.д.

За показатели назначения
принимаются наиболее важные параметры, изменение которых снижает эксплуатационные качества оборудования, ухудшает качество выпускаемой продукции и влияет на безопасное ведение технологического процесса.

На основании НД, технических паспортов и технологического регламента установки представители заказчика (начальник цеха и старший механик) назначают контролируемые показатели назначения и доводят их до исполнителей ремонта. (Например, для насосов и компрессоров контролируемыми при ремонте показателями назначения являются производительность и напор; для аппаратов — разрешенное (расчетное) давление; для вентиляционных установок — производительность и т.д.).

Показатель надежности
оборудования характеризует восстановлением ресурса оборудования до нормативного, установленного НД.

В результате ремонта ресурс оборудования может быть восстановлен полностью или до значений, близких к нормативным.

При оценки качества ремонта ресурс оборудования считается восстановленным до нормативного значения при полном соответствии отремонтированного оборудования требованиям НД и при условии безотказной работы оборудования под нагрузкой в течение установленного времени НД (техническими условиями, заводским паспортом и т.д.). Дефекты при этом должны отсутствовать.

Показатель бездефектного предъявления
оборудования учитывает выполнение ремонтных работ без переделок и исправлений или с учетом устранением малозначительных, значительных или критических дефектов.

11.2 Порядок оценки качества ремонта единицы оборудования.

Оценка качества капитального ремонта единицы оборудования производится сопоставлением фактических показателей качества, достигнутых в результате ремонта с базовыми. За базовые показатели соблюдения требований НД и стандартов принимаются характеристики, указанные в НД и стандартах.

За базовые показатели назначения принимаются паспортные данные оборудования (разрешенное давление аппарата, производительность и напор насоса или компрессора, производительность вентилятора и т.д.).

За базовый показатель надежности принимается норма продолжительности работы оборудования между ремонтами, установленная системой ТО и Р оборудования отрасли или другой НД.

11.3 Оценка качества ремонта единицы оборудования
оценивается в баллах согласно таблицы 11.1

Оценка качества ремонта единицы оборудования не может быть выше, чем оценка любого из показателей качества.

Оценка качества ремонта единицы оборудования определяется ответственным исполнителем ремонта, ответственным за проведение ремонта и представителем ОТН и указывается в «Акте приемки агрегата из ремонта».

На оценку качества ремонта оборудования не должны влиять:

— уменьшение показателей назначения оборудования, которые допускаются до определенного предела ввиду эксплуатационного износа (например, уменьшение поверхности теплообмена теплообменных аппаратов из-за отглушения трубок пучка).

— устранение дефектов оборудования, выявленных во время испытаний, допущенных не по вине исполнителя ремонта (например, устранение выявленных скрытых дефектов при изготовлении, монтаже или предыдущем ремонте);

— временное использование (в порядке исключения) оборудования с ограниченными показателями назначения или ресурсом работы из-за отсутствия замены, если эти ограничения не являются результатом проведенного ремонта;

— если оборудование не выдержало индивидуального испытания (из-за эксплуатационных дефектов, т.е. износ, ухудшение свойств материала и т.д.)

Оценка качества ремонта единицы оборудования

Таблица 11.1

Наименование показателей качества  

Оценка по результатам ремонта  

«отлично»

«хорошо»  

«удовлетворительно»  

1. Показатели соблюдения требований НД и стандартов

Показатели, достигнутые в результате ремонта, соответствуют нормативным (базовым), исполнительно-техническая документация принята без замечаний

Показатели, достигнутые в результате ремонта, соответствуют нормативным (базовым).
Исполнительно-техническая документация принята после устранения замечаний, не имеющих существенных значений

Показатели, достигнутые в результате ремонта, соответствуют нормативным. При проверке исполнительно-технической документации обнаружены существенные замечания, которые затем были исправлены (уточнены)

2. Показатели назначения

Показатели назначения соответствуют нормативным (базовым)

Показатели назначения соответствуют нормативным (базовым)

Показатели назначения ниже базовых, но обеспечивают нормальное ведение технологического процесса и не снижают технико-экономических показателей объекта и безопасной эксплуатации

3. Показатель надежности

Ресурс оборудования восстановлен до нормативного значения. Исполнитель выдал гарантийный паспорт, подтверждающий ресурс оборудования до следующего планового ремонта

Ресурс оборудования восстановлен до нормативного значения. Исполнитель выдал гарантийный паспорт, подтверждающий ресурс оборудования до следующего планового ремонта

Ресурс оборудования восстановлен до значения близкого к полному. Исполнитель не гарантирует ресурс оборудования до следующего планового ремонта

4. Показатель бездефектного предъявления

Ремонт произведен без переделок и исправлений, оборудование принято с первого предъявления после индивидуальных испытаний (обкатки)

Ремонт произведен без переделок и исправлений, оборудование принято после индивидуального испытания (обкатки) с устранением малозначительных дефектов

Ремонтные работы выполнены с переделками и устранением значительных и критических дефектов, допущенных по вине исполнителя, обнаруженных во время индивидуальных испытаний (обкатки)

11.4. Оценка качества ремонта оборудования установки.

11.4.1 Оценка качества оборудования установки определяется после окончания всех видов испытаний, пуска и нормальной эксплуатации оборудования установки не менее 3-х суток.

11.4.2 Качество ремонта всего оборудования установки в целом оценивается на «отлично» при условии:

— после ремонта при индивидуальных испытаниях оборудования дефекты не обнаружены по вине исполнителя ремонта;

— при комплексном испытании оборудования объекта и при выводе на режим не обнаружены дефекты по вине исполнителя ремонта;

— установка после пуска работала не менее 3-х суток и при этом дефектов не обнаружено, по вине исполнителя ремонта;

— исполнительно-техническая документация предъявлена без замечаний.

При несоблюдении хотя бы одного из этих условий оценка ремонтных работ снижается до определенного балла.

11.4.3 Качество ремонта всего оборудования установки оценивается на «хорошо» если:

— в период всех видов испытаний (индивидуальном, комплексном), во время пуска и в течение пробной эксплуатации не менее 3-х суток обнаружены малозначительные дефекты по вине исполнителя работ, устранение которых не повлияло на ход безопасного пуска и нормальной эксплуатации объекта; исполнительно-техническая документация принята после первого предъявления и незначительных замечаниях представителей технадзора; заказчика и ИТР технологических установок и цехов, а также главных специалистов завода.

Здесь к малозначительным дефектам следует отнести те дефекты, устранение которых не требует повторного индивидуального или комплексного испытания оборудования, частичной или полной разборки оборудования, дополнительной пропарки или другой подготовки к ремонту.

11.4.4. Качество ремонта всего оборудования установки оценивается на «удовлетворительно», если:

— в период всех видов испытаний (индивидуальных, комплексных, во время пуска установки и в течение эксплуатации не менее 3-х суток выявились (обнаружены) значительные дефекты оборудования по вине исполнителя;

— при предъявлении исполнительно-технической документации обнаружены недостатки (неполнота документации, несоответствие нормативно-техническим требованиям, техническим условиям, стандартам, Правилам и т.д.), и они устранены по письменным замечаниям работников технадзора, заказчика и ИТР установок, цехов, главных специалистов заказчика и приняты со второго предъявления.

Здесь к «значительным дефектам» следует отнести те дефекты, устранение которых требует переделки ранее выполненных работ (частичная и полная разборка оборудования, повторная подготовка к ремонту с освобождением от продуктов и пропаркой, повторное индивидуальное или комплексное испытание и т.д.).

12 УЧЕТ И ОТЧЕТНОСТЬ

12.1 Сбор и учет информации о техническом состоянии, ТО и Р оборудовании проводится с целью систематизации и анализа эксплуатационных характеристик оборудования, уточнения фактических сроков его службы.

12.2 Сбор и учет должны проводиться подразделением — владельцем оборудования.

Учет информации проводится на основании эксплуатационной и ремонтной документации:

— журнал учета наработки оборудования (Форма 15);

— режимный лист центробежного компрессора (Форма 16);

— режимный лист поршневого компрессора (Форма 17);

— журнал ремонта насоса (Форма 18);

— журнал ремонта вентилятора (Форма 19);

— журнал ремонта компрессора (Форма 20).

12.3 Записи о ремонте колонных аппаратов, холодильников, теплообменников, технологических печей, реакторов, кранов, технологических трубопроводов и арматуры делаются в паспорте оборудования или в ремонтной документации и прикладываются к паспорту.

12.4 Ежемесячно (не позднее 3 числа) в МРС сдается отчет о выполнении работ по ТО и Р оборудования установки, составляемый начальником и механиком установки (Форма 21) или (Форма 23).

12.5 На основе полученной информации МРС проводит анализ работы оборудования, уточняет сроки службы отдельных сборочных единиц и деталей, выявляет узкие места в работе оборудования и разрабатывает рекомендации по совершенствованию организации и проведения ТО и Р.

12.6 Срок хранения эксплуатационной документации в МРС — 3 года, ремонтной документации в МРС — до списания оборудования.

12.7 На заводе должен вестись учет отказов и повреждений оборудования, расследованных на заводе, в специальном журнале отказов и повреждений оборудования (Форма 22).

12.8 Расследованию подлежат все случаи отказов и повреждений оборудования. Расследование и анализ отказов и повреждений оборудования производится согласно действующим НД.

12.9 Если последствия отказа и повреждения влияют на технико-экономические показатели завода или его подразделений, в состав комиссии под председательством главного инженера по расследованию отказов и повреждений должны быть включены главные специалисты завода:

— главный технолог;

— главный механик;

— главный энергетик;

— главный метролог;

— начальник подразделения — владелец оборудования.

12.10 Если последствия отказа или повреждения влияют на технико-экономические показатели одного структурного подразделения, то по решению главного инженера председателем комиссии может быть назначен руководитель подразделения — владелец оборудования. Постоянными членами комиссии в этом случае назначаются представители служб и отделов завода: технического отдела, службы главного механика, отдела технического надзора, службы главного энергетика и др.

Назначение дополнительных членов комиссии проводится, исходя из необходимости проведения исследования или экспертизы для установления достоверности причин возникновения отказов или повреждений оборудования.

12.11 По результатам окончания расследования, анализа причин и определения ущерба от отказов, повреждений оборудования составляется акт разбора случаев преждевременного выхода из строя оборудования (Форма 26).

При составлении акта расследования аварии и определении причин, а также при разработке организационных и технических мероприятий по устранению и предупреждению причин аварии, комиссия должна руководствоваться следующей классификацией отказов (ГОСТ 27.002-89*):

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 53480-2009. — Примечание изготовителя базы данных.

— конструктивный отказ;

— производственный отказ;

— эксплуатационный отказ;

— деградационный отказ;

12.12 Отчетность по выполнению проведения ремонтных и других работ осуществляется поквартально, в порядке — от завода до соответствующего управления ООО «Сургутгазпром».

По итогам года завод отчитывается на соответствующей балансовой комиссии ООО «Сургутгазпром».

12.13 Контроль исполнения заводом планов и графиков ремонтных и других работ в соответствии с требованиями настоящего Положения возлагается на соответствующие управления ООО «Сургутгазпром».

13 ПЛАНИРОВАНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЗАПАСНЫХ ЧАСТЯХ

13.1 Для обеспечения работоспособности и ликвидации случаев простоев оборудования механоремонтная служба завода должна иметь в наличии необходимое количество запасных частей, обеспечивающих наибольшую вероятность безотказной работы оборудования при оптимальном техническом обслуживании.

13.2 Определяемая потребность в запасных частях должна быть достаточной в любой отрезок времени эксплуатации оборудования.

13.3 Потребность в запасных частях рассчитывают механики подразделений, согласно приведенной методике.

13.3.1 Определяется среднегодовой коэффициент использования однотипного вида оборудования:

,                                                                  (13.1)

где — наработка однотипного оборудования за год, ч

13.3.2 Определяют срок службы детали.

Для местных, практически неизмененных условий работы оборудования, срок службы детали определяется по формуле:

,                                                           (13.2)

где — срок службы детали, мес. (принимается до десятых долей);

— количество месяцев в рассматриваемом периоде;

— количество однотипных, одноразмерных деталей в одной единице оборудования, шт.;

— количество единиц однотипного вида оборудования, шт.;

— количество деталей, замененных в результате износа в течение рассматриваемого периода, шт.

Детали, замененные из-за аварий или поломок, в расчет не принимаются.

13.3.3 Определяют коэффициент случайных отказов детали ():

,                                                                 (13.3)

где — количество деталей, вышедших из строя вследствие внезапных отказов, т.е. деталей, не отработавших заданного срока службы в рассматриваемый период.

При расчете потребности в запасных частях на рассматриваемый период коэффициент учитывает необходимый запас деталей для своевременного устранения внезапных отказов оборудования 1,5.

Если 1,5, то необходимо принять соответствующие технические решения, обеспечивающие устранение внезапных отказов.

13.3.4 Потребность в деталях на год () определяется по формуле:

                                                      (13.4)

13.4 После расчета потребности в запасных частях на планируемый год, механики подразделений составляют заявки и сдают их в МРС завода.

13.5 МРС проверяет наличие запасных частей на складе и составляет заявку на недостающие детали для заказа их изготовления в ремонтно-механическом цехе завода или подрядных организациях.

13.6 Запасные части должны храниться в специальных кладовых, обеспечивающих условия и режим хранения согласно НД.

13.7 Помещение, предназначенное для хранения запасных частей, должно быть оборудовано необходимым складским инвентарем: стеллажами, баками для смазочных материалов, приспособлениями для транспортировки и погрузки запасных частей и деталей. На стеллажах запасные части и детали должны храниться чистыми, смазанными соответствующей смазкой. По мере высыхания смазки или загрязнения деталей, их необходимо промывать и смазывать вновь.

13.8 Контроль за хранением и состоянием запасных частей осуществляет МРС, которая устанавливает оптимальные условия хранения и систематически проверяет движение запасных деталей.

14 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В МАТЕРИАЛАХ

14.1 Потребность в материалах для проведения ремонта оборудования определяется механиками подразделений с учетом:

— годового план-графика ремонта оборудования;

— парка эксплуатируемого оборудования;

— требований НД по ремонту оборудования.

14.2 Общая годовая потребность определяется на основании норм расхода материалов на единицу оборудования.

Нормы расхода материалов
на проведение ремонта — это предельно допустимые численные значения расхода материальных средств, рассчитанные на один ремонт единицы оборудования, при выполнении в полном объеме типовой номенклатуры ремонтных работ.

14.3 В случае изменения планируемого объема ремонта для данной единицы оборудования от типового (работы по модернизации, реконструкции, внедрения предложений по повышению мощности, качества продукции и т.п.), то на дополнительные работы расход материалов планируется отдельно.

14.4 Нормы расхода материалов на ремонт оборудования указаны в таблицах 14.1-14.8 и приведены на единицу оборудования, поставляемую заводом-изготовителем.

14.5 В случае отсутствия в указанных нормах оборудования с технической характеристикой, полностью соответствующей данному оборудованию (модель, производительность, мощность и т.п.), допускается пользоваться нормами расхода материалов на оборудование того же типа с наиболее близкими характеристиками.

14.6 Потребность в материалах на ремонт крупногабаритных установок, сооружений, зданий определяется на основе дефектных ведомостей, составленных при ревизии технического состояния, и вносится в смету затрат на проведение конкретного ремонта.

14.7 Основные положения, нормы и нормативы данного Положения имеют рекомендательный, нежели директивный характер. Жесткое регламентирование сохраняется только в части безопасности эксплуатации и ремонта оборудования.

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт центробежных насосов типа НК [40]

Таблица 14.1

МАТЕРИАЛ  

Производительность, м/час

90  

140  

150  

180  

250  

более 325

Сталь прокатная, кг

13,2

15,3

15,6

16,5

17,9

19,1

Метизы, кг

0,9

1,0

1,0

1,1

1,2

1,2

Ацетилен, кг

2,3

2,6

2,6

2,9

3,1

3,4

Кислород, баллон

0,9

1,0

1,0

1,1

1,2

1,3

Керосин, кг

3,1

3,6

3,6

3,8

4,2

4,4

Резина техническая, кг

0,5

0,6

0,6

0,7

0,7

0,8

Паронит, кг

1,2

1,4

1,4

1,5

1,6

1,7

Набивка сальниковая прографиченная, кг

0,4

0,4

0,4

0,5

0,5

0,6

Войлок технический мелкошерстный, кг

0,14

0,16

0,16

0,17

0,18

0,19

Ветошь обтирочная, кг

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,6

Шнур резиновый, кг

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,6

Смазка универсальная, кг

0,4

0,4

0,4

0,5

0,5

0,5

Краска масляная, кг

1,0

1,3

1,3

1,3

1,5

1,5

Подшипники, шт.

2

2

2

2

2

2

Уплотнительные кольца, шт.

1

1

1

1

1

1

Сальниковая втулка, шт.

1

1

1

1

1

1

Рабочее колесо, шт.

1

1

1

1

1

1

Цемент, кг

30

46,4

46,4

59,3

82,8

107,2

Песок речной, кг

90

139,2

139,2

177,0

248,4

321,6

Фланец, шт.

2

2

2

2

2

2

Электроды, кг

1,5

1,7

1,7

1,8

2,0

2,1

Ротор, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

2

Муфта, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

2

Вал, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

2

Торцевые уплотнения, 1 комплект

1

1

1

1

1

1

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт центробежных одноступенчатых насосов [40].

Таблица 14.2

МАТЕРИАЛ  

Производительность, м

8  

20

45  

Сталь прокатная, кг

4,4

7,3

10,7

Метизы, кг

0,3

0,5

0,7

Электроды, кг

0,9

1,4

2,1

Ацетилен, кг

0,8

1,8

1,8

Кислород, баллон

0,3

0,5

0,7

Керосин, кг

1,0

1,7

2,5

Резина техническая, кг

0,2

0,3

0,4

Паронит, кг

1,2

2,0

2,8

Набивка сальниковая прографиченная, кг

0,2

0,3

0,4

Войлок технический мелкошерстный, кг

0,05

0,08

0,11

Ветошь обтирочная, кг

0,1

0,2

0,8

Шнур резиновый, кг

0,1

0,2

0,8

Смазка универсальная, кг

0,2

0,4

0,6

Краска масляная, кг

0,6

1,2

1,5

Подшипники, шт.

2

2

2

Прижимной фланец, шт.

1

1

1

Сальниковая втулка, шт.

1

1

1

Рабочее колесо, шт.

1

1

1

Цемент, кг

15,6

25,8

38,0

Песок речной, кг

46,7

77,5

114,0

Фланец, шт.

2

2

2

Ротор, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

Муфта, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

Вал, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

Торцевые уплотнения, 1 комплект

1

1

1

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт центробежных горизонтальных одноступенчатых насосов [40]

Таблица 14.3

Материал  

Производительность, м

до 10  

10-15  

16-20  

21-25  

26-30  

31-50

более 50  

Сталь прокатная, кг

5,4

6,1

7,3

8,6

9,9

10,7

12,0

Метизы, кг

0,4

0,4

0,5

0,6

0,6

0,7

0,8

Электроды, кг

1,0

1,2

1,4

1,7

1,9

2,1

2,4

Ацетилен, кг

1,0

1,0

1,3

1,6

1,8

1,8

2,1

Кислород, баллон

0,4

0,4

0,5

0,6

0,7

0,7

0,8

Керосин, кг

1,3

1,4

1,7

2,0

2,3

2,5

2,8

Резина техническая, кг

0,2

0,3

0,3

0,3

0,4

0,4

0,5

Паронит, кг

1,4

1,6

1,9

2,3

2,6

2,8

3,2

Набивка сальниковая прографиченная, кг

0,2

0,3

0,3

0,3

0,4

0,4

0,5

Войлок технический мелкошерстный, кг

0,05

0,06

0,07

0,09

0,1

0,11

0,12

Ветошь обтирочная, кг

0,2

0,2

0,2

0,3

0,3

0,3

0,4

Асбест прографиченный, кг

0,2

0,2

0,2

0,3

0,3

0,3

0,4

Смазка универсальная, кг

0,3

0,3

0,4

0,5

0,5

0,6

0,6

Краска масляная, кг

0,6

0,6

0,8

0,8

1,0

1,0

1,2

Подшипники, шт.

2

2

2

2

2

2

2

Уплотнительные кольца, шт.

1

1

1

1

1

1

1

Сальниковая втулка, шт.

1

1

1

1

1

1

1

Рабочее колесо, шт.

1

1

1

1

1

1

1

Цемент, кг

24,8

27,4

32,9

38,8

44,5

54,5

58,9

Песок речной, кг

72,9

82,1

98,6

116,3

133,4

144,2

161,9

Фланец, шт.

2

2

2

2

2

2

2

Ротор, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

2

2

Муфта, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

2

2

Вал, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

2

2

Торцевые уплотнения, 1 комплект

1

1

1

1

1

1

1

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт центробежных вихревых насосов [40]

Таблица 14.4

МАТЕРИАЛ  

Производительность, м

до 5  

6-10  

11-20  

21-30

31-50  

Сталь прокатная, кг

4,3

7,3

8,0

11,6

14,3

Метизы, кг

0,3

0,5

0,5

0,8

0,9

Электроды, кг

0,8

1,4

1,6

2,2

2,8

Ацетилен, кг

0,8

1,3

1,3

2,1

2,6

Кислород, баллон

0,3

0,5

0,5

0,8

1,0

Керосин, кг

1,0

1,7

1,8

2,7

3,8

Резина техническая, кг

0,2

0,3

0,3

0,5

0,6

Паронит, кг

1,1

1,9

2,1

3,1

3,8

Набивка сальниковая прографиченная, кг

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

Войлок технический мелкошерстный, кг

0,04

0,07

0,08

0,1

0,1

Ветошь обтирочная, кг

0,1

0,2

0,2

0,4

0,4

Шнур резиновый

0,1

0,2

0,2

0,4

0,4

Смазка универсальная, кг

0,2

0,3

0,4

0,6

0,8

Краска масляная, кг

1,0

1,0

1,0

2,0

2,0

Подшипники, шт.

1,0

1,0

1,0

2,0

2,0

Уплотнительные кольца, шт.

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Сальниковый узел, шт.

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Рабочее колесо, шт.

2

2

2

1

1

Цемент, кг

18,6

31,5

34,6

49,8

61,6

Песок речной, кг

55,8

94,6

103,7

149,3

184,7

Фланец, шт.

2

2

2

2

2

Ротор, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

Муфта, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

Вал, шт. (на 10 насосов)

2

2

2

2

2

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт поршневых насосов [40]

Таблица 14.5

МАТЕРИАЛ  

Производительность, м

до 10  

11-30  

31-60

Сталь прокатная, кг

9,5

11,4

11,8

Метизы, кг

2,4

2,8

2,9

Паронит, кг

1,2

1,7

2,3

Сальниковая набивка асбестовая, кг

0,6

0,6

0,6

Лак огнеупорный, кг

0,8

0,9

1,1

Краска масляная, кг

1,2

1,4

1,4

Ветошь обтирочная, кг

2,8

3,4

4,5

Кольца поршневые, шт.:

паровой части

2

4

4

водяной части

2

4

4

Клапаны водяной части, шт.

1

1

1

Керосин, кг

2,4

2,6

2,9

Цемент, кг

66,5

66,5

82,5

Песок речной, кг

199,5

220,3

247,4

Фланец, шт.

2

2

2

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт ротационных и крейцкопфных компрессоров [40]

Таблица 14.6

Материал  

Ротационные пластинчатые  

Угловые крейцкопфные давлением, МПа

2,5

22-40

Производительность, м/мин

до 22  

32  

50  

до 20  

30

40  

4  

Сталь, кг

среднесортовая

34,24

45,6

57,04

30,4

36,5

42,6

31,9

тонколистовая

85,6

114,0

142,6

76,0

91,2

106,4

79,8

толстолистовая

42,8

57,0

71,3

38,0

45,6

53,0

39,9

сортовая конструкционная

29,96

39,9

49,9

26,6

31,9

37,2

27,9

Чугун, кг

85,6

114,0

142,6

76,0

91,2

106,4

79,8

Электроды, кг

5,56

7,41

9,26

4,9

5,9

6,9

5,2

Баббит, кг

12,84

17,1

21,39

11,4

13,7

15,9

12,0

Бронза, кг

25,68

34,2

42,78

22,8

27,4

31,9

23,9

Трубки, кг:

латунные

12,84

17,1

21,39

11,4

13,7

16,0

12,0

медные

6,42

8,5

10,7

5,7

6,8

8,0

6,0

Прокат, кг:

медный

2,14

2,85

3,56

1,9

2,3

2,7

2,0

алюминиевый

0,85

1,14

1,42

0,8

0,9

1,1

0,8

Сетка латунная, м

0,42

0,57

0,71

0,4

0,5

0,5

0,4

Сода, кг

каустическая

21,4

28,5

35,6

19,0

22,8

26,6

20,0

кальцинированная

8,56

11,4

14,26

7,6

9,1

10,6

8,0

Асбест, кг:

листовой

2,56

3,42

4,27

2,3

2,7

3,2

2,4

шнуровой

5,13

6,84

8,55

4,6

5,5

6,4

4,8

Клингерит, паронит, кг

17,12

22,8

28,5

15,2

18,2

21,3

16,0

Резина листовая, кг

12,84

17,1

21,39

11,4

13,7

16,0

12,0

Трубы стальные разного назначения, кг

42,8

57,0

71,3

38,0

45,6

53,2

39,9

Керосин, кг

17,1

22,8

28,5

15,2

18,2

21,3

16,0

Бензин, кг

4,3

5,7

7,1

3,8

4,6

5,3

4,0

Масло, кг

компрессорное

6,84

9,12

11,4

6,1

7,3

8,5

6,4

висциновое

17,12

22,8

28,5

15,2

18,2

21,3

16,0

турбинное

8,56

11,4

14,25

7,6

9,1

10,6

8,0

вакуумное

17,12

22,8

28,5

15,2

18,2

21,3

16,0

для холодильных машин

25,68

34,2

42,28

22,8

27,4

31,9

23,9

Изделия крепежные, кг

8,56

11,4

14,26

7,6

9,1

10,6

8,0

Олифа

2,56

3,42

4,27

2,3

2,7

3,2

2,4

Краски масляные и эмалевые, кг

2,56

3,42

4,27

2,3

2,7

3,2

2,4

Кожа, м

0,25

0,34

0,42

0,2

0,3

0,3

0,2

Материал обтирочный, кг

21,4

28,5

35,6

19,0

22,8

26,6

20,0

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт центробежных вентиляторов [40]

Таблица 14.7

МАТЕРИАЛ  

Производительность, тыс. м

до 1,0  

1,1-3,5  

3,6-7,5  

7,6-10,0  

11-18  

19 и более

Сталь толстолистовая, уголки, швеллеры, прутки, кг

28,4

39,8

64,8

87,6

134,0

159,6

Болты и гайки, кг

0,8

1,0

1,7

2,4

3,6

4,2

Проволока торговая, кг

0,2

0,3

0,6

0,8

1,2

1,4

Кислород, баллон

0,2

0,3

0,5

0,7

1,0

1,1

Ацетилен, кг

0,5

0,8

1,2

1,7

2,5

2,9

Масло индустриальное, кг

0,5

0,7

1,0

1,4

2,2

2,5

Бензин, кг

1,3

1,9

3,0

4,2

6,5

7,5

Керосин, кг

0,6

0,8

1,2

1,7

2,8

3,0

Асбестовый шнур, кг

0,5

0,8

1,2

1,6

2,5

2,9

Брезент, м

0,4

0,6

1,0

1,3

2,0

2,4

Лакокрасочные материалы, кг

1,4

2,2

3,3

4,6

7,0

8,2

Концы обтирочные, кг

0,8

1,3

1,9

2,5

3,8

4,5

Электроды, кг

0,4

0,6

0,9

1,2

1,8

2,1

Цемент, кг

10,6

13,1

23,3

31,4

44,3

51,6

Песок речной, кг

32,9

54,2

69,8

94,3

132,8

154,8

Кирпич строительный красный, шт.

58

96,6

123

165

233

272

Нормы расхода материалов на капитальный ремонт вытяжной и приточной систем [40]

Таблица 14.8

МАТЕРИАЛ  

Число воздуховыпускных устройств

до 5  

6-11  

11-15  

16-20  

21-25

более 25  

Сталь, кг:

среднесортовая

90,2

111,7

164

270,7

382,5

460,7

тонколистовая

72,2

89,4

11,2

216,6

306,0

368,6

кровельная листовая*

252,7

312,9

459,2

758,1

1071,0

1290,1

оцинкованная листовая*

261,7

324,1

475,6

785,1

1109,2

1336,2

листовая нержавеющая*

288,2

357,6

524,8

866,4

1224,0

1474,4

Сетка латунная*, м

0,3

0,4

0,6

1,0

1,5

1,8

Электроды, кг

2,0

2,4

3,6

6,0

8,4

10,1

Детали крепежные, кг

5,4

6,7

9,8

16,2

23,0

27,7

Резина листовая, кг

1,0

1,3

1,9

3,2

4,5

5,5

Винипласт*, кг

25,2

31,3

46,0

75,8

107,1

129,0

Картон, кг:

асбестовый

0,9

1,1

1,6

2,7

4,0

4,6

бумажный

0,9

1,1

1,6

2,7

4,0

4,6

Краски масляные и эмалевые, кг

7,2

8,9

13,2

21,6

29,6

36,8

Примечание: * Учитывается расход только по потребности на ремонт воздуховодов, изготовленных из этого материала.

15 КАТЕГОРИИ ТРУДОЕМКОСТИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ

15.1 Планирование ремонтов оборудования, составление годовых планов-графиков и определение численности рабочих, занятых в ремонте, производится на основании расчета трудоемкости выполняемых работ. Трудоемкость ремонта оборудования зависит от его конструктивных особенностей, размеров, а также условий эксплуатации.

15.2 Трудоемкость ремонта оценивается категорией трудоемкости, которая определятся путем сравнения трудоемкости ремонтируемой единицы оборудования с эталоном. Для расчета трудоемкости ремонта оборудования в качестве эталона принимаем трудоемкость капитального ремонта насоса 6К-12, которая составляет 10 человеко-часов.

Категория трудоемкости обозначается буквой К, а ее числовые значения — коэффициентом, стоящим перед этой буквой.

Например: 1К — агрегат первой категории, 10К — агрегат десятой категории трудоемкости и т.д.

Трудоемкость ремонта, эталона (насос 6К-12) определена по действующим нормам времени и «Нормативам по отбраковке, надзору и методам ревизии оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств» и является условной единицей трудоемкости.

15.3 Величина категории трудоемкости ремонтируемого оборудования показывает, во сколько раз трудоемкость его ремонта больше трудоемкости ремонта эталона. Трудоемкость ремонта оборудования, выраженная в человеко-часах, определяется как произведение числовых значений категории трудоемкости и трудоемкости ремонта эталона (10 чел.-час.).

Состав условной единицы трудоемкости по видам ремонтов принимается согласно данных таблицы 15.1.

15.4 При расчете величины категории трудоемкости и определении состава условной единицы трудоемкости по видам ремонтов и видам ремонтных работ выделяются следующие основные виды работ:

— К слесарным относятся работы: по разборке, ремонту и сборке оборудования; по опрессовке, обкатке и сдаче в эксплуатацию после ремонта; медницкие, разметочные, сборочные работы.

— К сварочным относятся работы: по ручной, автоматической и полуавтоматической электросварке; газосварке и газорезке металлов и сплавов; работы по восстановлению деталей оборудования наплавкой.

— К станочным относятся работы, выполняемые на станочном и кузнечно-прессовом оборудовании, связанные с ремонтом оборудования, и изготовлением запасных частей.

— К изоляционным относятся работы по ремонту теплоизоляции, а также каменно-огнеупорные и футеровочные работы;

— К прочим работам относятся работы: по очистке оборудования от ржавчины, накипи, отложений, малярные, антикоррозионные, гальванические, плотницкие; работы по устройству лесов и подмостей; складированию и погрузке материалов; контролю качества ремонта оборудования; приему и выдаче инструмента; по обслуживанию передвижных компрессоров, кранов и др.

— Работы по очистке аппаратов от отложений, а также загрузка и выгрузка катализатора выполняются рабочими технологических бригад и в состав условной единицы трудоемкости не принимаются.

Состав условной единицы трудоемкости по видам ремонтов и видам ремонтных работ, в чел.-час

Таблица 15.1

Виды ремонтных работ  

Виды оборудования  

Ремонтные работы, чел.-час  

слесарные  

сварные  

станочные  

изоляционные

прочие  

всего  

Осмотр

Машинное оборудование

0,5

0,5

Резервуары

0,5

0,5

Аппараты

1,9

0,4

0,1

0,3

0,3

3,0

Текущий ремонт

Машинное оборудование

2,2

0,1

0,6

0,1

3,0

Печи трубчатые

2,4

0,2

0,3

0,1

3,0

Емкости

2,1

0,5

0,2

0,2

3,0

Резервуары

2,1

0,5

0,5

0,4

3,5

Арматура

2,3

0,1

0,5

0,1

3,0

Трубопроводы

2,4

1,3

0,1

1,0

0,2

5,0

Средний ремонт

Машинное оборудование

6,0

0,3

1,5

0,2

8,0

Аппараты

6,3

1,5

0,4

1,0

0,8

10,0

Резервуары

7,0

1,8

1,2

10,0

Капитальный ремонт

Машинное оборудование

7,5

0,4

1,8

0,3

10,0

Печи трубчатые

3,1

0,7

0,2

4,5

1,5

10,0

Емкости

7,1

1,5

0,8

0,6

10,0

Резервуары

7,0

1,8

1,2

10,0

Арматура

7,7

0,4

1,5

0,4

10,0

Трубопроводы

3,9

3,6

0,3

1,9

0,3

10,0

15.5 Расчет нормативов численности рабочих на ремонт и техническое обслуживание производится в следующей последовательности.

15.6 По каждой установке составляется полный перечень установленного оборудования с указанием характеристик и сгруппированных в следующем порядке: насосы, компрессоры, вентиляторы, печи, аппараты колонного типа, ёмкости, теплообменники, специальные аппараты, грузоподъёмные машины.

15.7 Каждая группа имеет одинаковый состав условной единицы трудоёмкости по видам ремонтов в соответствии с табл.15.1. Группам даётся нумерация 1, 2, 3, …, .

15.8 В каждой группе выделяются подгруппы оборудования одного типоразмера, т.е. имеющего равные по величине категории трудоёмкости.

Подгруппам даётся нумерация — 1, 2, 3, …,
.

15.9 Для каждой единицы оборудования проставляется категория трудоёмкости ремонта и структура ремонтного цикла.

15.10 Определяется трудоёмкость оборудования подгруппы по каждому из ремонтов (осмотр, текущий, средний, капитальный) в отдельности.

,                                                             (15.1)

где — общая трудоемкость оборудования подгруппы в условных единицах для данного вида ремонта;

— количество единиц оборудования в подгруппе, шт.;

— количество промежуточных ремонтов по видам в ремонтном цикле данного оборудования;

— категории трудоемкости ремонта;

— продолжительность ремонтного цикла I годах.

Индекс «с» обозначат вид ремонта (текущий, средний, капитальный).

15.11 Определяется суммарное значение трудоемкости для каждой группы оборудования по каждому виду ремонту

,                                           (15.2)

где   — число подгрупп в группе .

После определения трудоемкости ремонтных работ рассчитывается численность рабочих по видам ремонтов и видам ремонтных работ для каждой группы оборудования по формуле:

                                                              (15.3)

— численность рабочих (отнесенная к году) по видам ремонтов (осмотр, текущий, средний, капитальный) и видам ремонтных работ (слесарные, сварочные, станочные и т.д.), чел.

— затраты на выполнение ремонтных работ по видам ремонтов и видам оборудования, чел.-час (табл.15.1)

— индекс, обозначающий вид ремонтных работ (слесарные, сварочные и т.д.);

— коэффициент, учитывающий достигнутый уровень выполнения норм (по отчетным данным);

— коэффициент перехода от явочной к списочной численности, рассчитывается по данным предприятия;

— время, отработанное одним рабочим в год, в часах.

15.12 Итоговая численность рабочих данной специальности для выполнения ремонтных работ по всем группам оборудования определяется по формуле:

                                                               (15.4)

Численность рабочих всех специальностей найдется как сумма численности рабочих по отдельным специальностям

                                                                  (15.5)

15.13 Аналогично для ремонтов трубопроводов и арматуры определяется численность рабочих и .

Общая численность рабочих для ремонта технологической установки определяется как сумма , , .

, чел                                                (15.6)

Численность рабочих, занятых техническим обслуживанием, определяются по следующей формуле:

,                                                    (15.7)

где — количество аппаратов, оборудования (по типоразмерам) на установке, шт.;

— категория трудоемкости аппарата, оборудования;

— средняя категория трудоемкости ремонта арматуры;

— количество арматуры на установке;

        — норматив межремонтного технического обслуживания, равный 2450 единиц условной трудоемкости.

15.14 Категории трудоемкости приведены в таблице 15.2.-15.4.

15.15 Приведенные нормы трудоемкости (ТР, СР и КР) имеют рекомендательный характер и корректируются в зависимости от степени износа ремонтируемого оборудования и локальных условий проведения указанных ремонтов.

Категории трудоемкости капитального ремонта технологического оборудования

Таблица 15.2

Оборудование  

Категория трудоемкости ремонта

Колонны

Установка  

Диаметр, м  

Высота, м  

Количество тарелок, шт.

тип тарелок  

УСК-1

2,6/3,2

40

38

сетчатые

29

УСК-2

2,6/3,2

40

38

сетчатые

29

БИИ

2,4

42

48

клапанные

26

БИИ

2,4

65

100

клапанные

39

УПП

2,6/3,0

40

40

клапанные

29

УМТ

5,0

50

47

клапанные

34

УМТ

1,8

23

8

клапанные

7

УМТ

5,5

40

37

клапанные

34

УМТ

2,8

25

21

клапанные

17

УМТ

4,0

18

6

клапанные

7

PF

1,4

30

50

клапанные

39

PF

0,8

17

24

клапанные

24

КОМТ-100

1,4/2,8

23

10/11

клапанные

29

КОМТ-300

1,6/2,4

27

27

клапанные

28

КОМТ-400

2/3

32

35

двухпоточные

29

КОМТ-200

2,0

22

27

клапанные

12

Установки ЗСК

Насадочные колонны и скрубберы всех размеров

3

Установки ЗСК

Пустотелые колонны

3

Теплообменные аппараты

Кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой

С диаметром корпуса, м:

PF

до

0,4

давлением, до

16

кг/см

2

PF

0,4

давлением, до

40

3

КОМТ-100

0,4

давлением, до

40

3

УПП

0,4

давлением, до

40

3

БИИ

0,6

давлением, до

16

3

КОМТ-200

0,6

давлением, до

16

3

КОМТ-400

0,6

давлением, до

16

3

КОМТ-400

0,6

давлением, до

64

4

УМТ

0,6

давлением, до

64

4

УПП

0,6

давлением, до

64

4

БИИ

0,8

давлением, до

16

4

КОМТ-100

0,8

давлением, до

16

4

КОМТ-200

0,8

давлением, до

16

4

КОМТ-300

0,8

давлением, до

16

4

КОМТ-400

0,8

давлением, до

16

4

PF

0,8

давлением, до

64

6

БИИ

0,8

давлением, до

64

6

КОС

0,8

давлением, до

64

6

КОМТ-100

0,8

давлением, до

64

6

KOMT-200

0,8

давлением, до

64

6

УМТ

0,8

давлением, до

64

6

УПП

0,8

давлением, до

64

6

УСК

0,8

давлением, до

64

6

КОМТ-300

1,0

давлением, до

16

6

КОМТ-400

1,0

давлением, до

16

6

ВКС

1,0

давлением, до

64

8

KOMТ-100

1,0

давлением, до

64

8

КОМТ-300

1,0

давлением, до

64

8

КОМТ-100

1,2

давлением, до

40

10

КОМТ-100

1,4

давлением, до

16

10

УМТ

1,4

давлением, до

16

10

АКС

1,4

давлением, до

25

12

УСК

1,4

давлением, до

25

12

Испаритель

БИИ

1,2

давлением, до

16

8

УПП

1,2

давлением, до

40

10

Теплообменники с U-образными трубками

диаметром, мм

Все установки

325

2

Все установки

500

3

Все установки

600

4

Теплообменники водо-водяные, поверхностью нагрева, м

Все установки

1

1,6

Все установки

2-3

2,5

Все установки

4-6

3,5

Все установки

7-9

4

АКС

Воздухоподогреватели трубчатые на 100 м поверхности нагрева

7

УМТ

Воздухоподогреватели трубчатые на 100 м поверхности нагрева

7

Все установки

Аппараты воздушного охлаждения

19

Емкости, резервуары, газгольдеры

Емкости без подогрева объемом, м

Среда — нейтральная

УСК-10, АКС, PF, УМТ, КОМТ-100, КОМТ-400, РП-1, РП-2, РП-3, РП-4

до 30

1

УСК-1, ВКС, РП-2, ОГП

50

2

УМТ,
КОМТ-200, КОМТ-400

80

3

100

4

свыше 100

5

Среда — коррозионная

PF, KOMT-100

до 30

1,5

БИИ и УПП

50

3

УМТ, КОМТ-100, КОМТ-300

80

4

УМТ

100

5

свыше 100

6

Емкости с паровым подогревом объемом, м

Среда — нейтральная

АВВК

до 30

2

50

3

80

4

100

5

свыше 100

6

Среда — коррозионная

АВВК

до 30

3

50

4

80

6

100

7

свыше 100

8

Резервуары стальные, вертикальные, цилиндрические объемом, м:

ТВ и К

200

30

ТВ и К

300

35

РП-2

400

40

ТВ и К

700

60

БИИ

1000

90

УПП

1000

90

ТВ и К

1000

90

КОС

1000

90

РП-2

2000

130

ТВ и К

2000

130

КОС

2000

130

УРМ

3000

180

РП-2

3000

180

ПВ

3000

180

РП-2

5000

300

КОС

5000

300

8000

450

КОС

10000

570

ОГП

20000

1000

Газгольдеры мокрые объемом, м:

Все установки

1000

120

Все установки

1500

180

Все установки

6400

400

Все установки

10000

600

Сепараторы, маслоотделители с диаметром корпуса, мм

Все установки

<1600

6

Все установки

>1600

12

Трубчатые подогреватели (печи)

УСК-2

Вертикальные трубчатые подогреватели

60

УМТ

Трубчатые коробчатые с горизонтальным сводом установок AT, млн. ккал/час:

атмосферно-вакуумная

до 20

120

атмосферная

до 20

100

атмосферная

20-30

150

атмосферная

свыше 30

200

вакуумная

до 20

100

вакуумная

свыше 20

150

горячей струи и стабилизации

до 20

100

вторичной перегонки

до 20

60

КОМТ-100

Трубчатые вертикальные установок каталитического риформинга

175

КОМТ-100

Трубчатые вертикальные установок каталитического риформинга

100

КОМТ-300

Трубчатые вертикальные установок каталитического риформинга

100

КОМТ-400

Трубчатые вертикальные установок каталитического риформинга

100

КОМТ-200

Трубчатые вертикальные установок каталитического риформинга

175

PF

Трубчатые вертикальные установок каталитического риформинга

100

Реакторы

PF

Установки каталитического риформинга

23

КОМТ-100

Установки каталитического риформинга

23

КОМТ-200

Установки каталитического риформинга

23

КОМТ-400

Установки каталитического риформинга

23

PF

Сероочистки

32

КОМТ-300

Установки гидроочистки

23

Котельная

Котел паровой ДЕ-25-14ГМ

218

Котельная

Экономайзеры водяные на каждые 100 м площади поверхности нагрева:

Котельная

чугунные

6,6

Котельная

стальные

7,6

Котельная

Деаэратор атмосферного давления ДА-100

19

Котельная

Деаэратор атмосферного давления ДА-50

17

КОС

Гидроциклон

5

Трубопроводы технологические на 100 пог. м надземные

Неизолированные для некоррозионной среды

Ду до 50 мм

1

75

1

100

2

125

2

150

2

200

3

250

3

300

4

350

5

400

6

450

7

500

8

600

10

700

12

800

14

900

16

1000

18

1200

20

1400

22

Неизолированные для коррозионной среды при скорости коррозии до 0,1 мм/год

Ду до 50 мм

2

75

2

100

4

125

4

150

4

200

6

250

6

300

8

350

10

400

12

450

14

500

16

600

20

700

24

800

28

900

32

1000

36

1200

40

1400

44

при скорости коррозии от 0,1 до 0,5 мм/год

Ду до 50 мм

3

75

3

100

6

125

6

150

6

200

9

250

9

300

13

350

15

400

18

450

21

500

24

600

30

700

36

800

42

900

48

1000

54

1200

60

1400

66

При скорости коррозии более 0,5 мм/год и сероводородной среды

Ду до 50 мм

4

75

4

100

8

125

8

150

8

200

12

250

12

300

16

350

20

400

24

450

28

500

32

600

40

700

48

800

56

900

64

1000

72

1200

80

1400

88

Теплоизолированные для коррозионной среды при скорости коррозии до 0,1 мм/год

Ду до 50 мм

3

75

3

100

6

125

6

150

6

200

9

250

9

300

12

350

15

400

18

450

21

500

24

600

30

700

36

800

42

900

48

1000

54

1200

60

1400

66

При скорости коррозии более 0,5 мм/год в сероводородной среде

Ду до 50 мм

5

75

5

100

10

125

10

150

10

200

15

250

15

300

20

350

25

400

30

450

35

500

40

600

50

700

60

800

70

900

80

1000

90

1200

100

1400

110

Трубопроводы технологические на 100 пог. м подземные

Для некоррозионной среды

Ду до 50 мм

4

75

4

100

6

125

6

150

8

200

10

250

12

300

12

350

13

400

13

450

14

500

16

600

18

700

20

800

22

900

24

1000

28

1200

30

1400

32

Для некоррозионной среды при скорости коррозии до 0,1 мм/год

Ду до 50 мм

6

75

6

100

9

125

9

150

12

200

15

250

18

300

18

350

20

400

20

450

21

500

24

600

27

700

30

800

33

900

36

1000

42

1200

45

1400

48

При скорости коррозии от 0,1 до 0,5 мм/год

Ду до 50 мм

8

75

8

100

12

125

12

150

16

200

20

250

24

300

24

350

26

400

26

450

28

500

32

600

34

700

40

800

44

900

48

1000

56

1200

60

1400

64

При скорости коррозии более 0,5 мм/год и сероводородной среде

Ду до 50 мм

10

75

10

100

15

125

15

150

20

200

25

250

30

300

30

350

33

400

33

450

35

500

40

600

45

700

50

800

55

900

60

1000

70

1200

75

1400

80

Трудоемкость ремонтов машинного оборудования

Таблица 15.3

Оборудование  

Структура ремонтного цикла  

Норма трудоемкости, челчас

Категория трудоемкости  

ТР  

СР

КР

Производство N 1

Установка стабилизации конденсата (УСК-1)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

ТКА-63/125

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Насосы центробежные, перекачивающие нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 560/335-70

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335-120

K-2(Т-С)-T4C

18

48

60

6

НК 560/120

K-2(T-С)-T-К

18

48

60

6

НК 560/180

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК 560/120

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335-120

K-5(T-С)-T-К

18

48

60

6

НК 560/180

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335-70

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Т2-165/63 Д1

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

АХП-45/31

К-5(Т-С)-Т-К

12

24

42

4

НК-65/35-240

К-5(Т-С)-Т-К

18

30

60

6

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

06-300 N 6

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-70 N 3;N 4;N 3,2;

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 6; N 5;

К-15Т-К

6

20

3

ВЦ4-75 N 8, N 10, N 12

К-15Т-К

15

50

5

ВСН N 16

К-15Т-К

18

60

6

Общеобменая вытяжная система

до 5 в/приемн., осев. вент

К-15Т-К

42

144

14

до 5 в/приемн., центр. вент

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

до 20 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

162

540

54

Установка стабилизации конденсата (УСК-2)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

НД-2,5 100/10

К-3(Т-С)-Т-К

27

72

90

9

Насосы центробежные, перекачивающие нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК-560/120

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК-560/180

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

АХП 45/31

К-5(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 12,5

К-15Т-К

15

50

5

ВЦ4-75 N 5, ВЦ4-75 N 5, N 6,3

К-15Т-К

15

50

3

ВО 6-300 N 6,3

К-15Т-К

15

50

3

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев вент

К-15Т-К

42

140

14

до 10 в/приемн., центр. вент

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

Блок извлечения изопентана и установка получения пропана (ПБИИ и УППП)

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК 200/370

К-5(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

НК 210/200

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 65/125

К-5(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

НК 65/35-240

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НВЕ 50/50

К-5(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ТКА210/80

К-5(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 65/125

K-3(T-С)-T-К

9

24

30

3

Насосы центробежные, перекачивающие щелочи

ДП 2500/10

K-3(T-С)-T-К

27

72

90

9

Водяные насосы

К 20-50

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НРЛ 2/25

К-5(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

ЦНС 11 МТ 32/2

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3;N 4;N 3,2;

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 6,3; N 5;

К-15Т-К

6

20

3

Общеобменная вытяжная система

до 10 в/приемн., центр. вент

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

Азотно-кислородная станция (АКС)

Компрессор поршневой

2ВМ4-12/65

К-2(Т-С)-Т-К

180

480

600

60

2ВМ2,5-5/221

К-2(Т-С)-Т-К

180

480

600

60

Насосы водяные

CERNA 80-65-160

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

Насос вихревой

ВК1/16А-У2

К-3(Т-С)-Т-К

3

10

1

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

Общеобменная вытяжная система

до 10 в/приемн., центр. вент

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр

К-15Т-К

69

230

23

Турбодетандер ДТ-1/4

К-2(Т-С)-Т-К

84

224

280

28

Холодильная машина 1 МКВ-6-1-2

К-2Т-С-2Т-К

30

80

100

10

Воздушно-кислородная станция (ВКС)

Компрессоры поршневые

ВПЗ-20/9

К-3(2Т-С)-2Т-К

90

250

320

32

Насосы водяные

К 45/30

К-3(Т-С)-Т-К

15

40

50

5

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 4

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

Приточная система

до 5 в/выпуск. устр

К-15Т-К

51

170

17

до 10 в/выпуск. устр

К-15Т-К

69

230

23

Производство N 2

Установка моторных топлив (УМТ)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 65/125

К-2(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

НК 210/200

K-2(T-С)-T-К

18

48

60

6

НК 560/180

K-2(T-С)-T-К

18

48

60

6

НК 560/120

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 210/200

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 200/120

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 200/80

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

1,5хГ-ЗК-2,8-3

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

1ЦГ 12,550-4-2

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 65/35

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

НКВ 360/200

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/180

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

ЧК 560/120

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °C

ЦНС 38/110

К-3(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

НШ-10Е (хим. реагенты)

К-3(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

Водяные насосы

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

НК 65/35

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

6

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

ВЦ4-70 N 2,5 N 3, N 4

К-15Т-К

6

2

ВЦ4-70 N 5, N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-70 N 8, N 10

К-15Т-К

15

50

5

Дутьевой вентилятор ВДН-15

К-15Т-К

18

60

6

Дымосос ДН-21

К-15Т-К

18

48

60

6

Опытная промышленная установка «Петрофак»

Компрессор центробежный LMC-311F

К-3(Т-С)-Т-К

243

648

810

81

Компрессор диафрагменный DO601 G10/25

К-4Т-2(С-4Т)-К

96

256

320

32

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

LMV-311

К-2(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

LMV-322

К-2(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

LMV-806

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

510-A-N3

К-5(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

42

4

GG-475

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ВКС 1/16 А-У2

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

Насосы, перекачивающие щелочи

P1-NSC-FM

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Водяные насосы

510-A-N3(P-206)

К-5(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 2,5 N 3, N 4

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N5, N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-70 N8, N 10

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42,5

144,5

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

50

170

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

70

230

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

100

330

Азотно-водородная воздушная компрессорная (АВВК)

Компрессор 2ВМ4-15/25

К-3(2Т-С)-2Т-К

180

480

600

60

Компрессор 2ВМ4-12/65

К-3(2Т-С)-2Т-К

180

480

600

60

Компрессор 2ГМ4-12/65

К-3Т-С-ЗТ-К

180

480

600

60

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты до 200 °C

FDRC 80-400

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Водяные насосы

12Е32

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 2,5 N 3, N 4

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 5, N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-70 N 8, N 10

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42,5

144,5

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

50

170

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

70

230

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

100

330

Оборудование КОМТ

Установка каталитического риформинга (С-100,400)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 210/200

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НКВ 360/200

K-2(T-С)-T-К

18

48

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НПС 200/700

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

ТКА 63/125

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НД-2500/40

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

Насосы, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

ДП 25/40

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

М 1250/40

К-3(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

Насосы, перекачивающие щелочи

НК65/35

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

НД 10 1000/20

К-3(Т-С)-Т-К

39

104

130

13

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВР 80 75 N 5, N 6,3 N 8

15

50

5

ВЦ4-70 N 2,5 N 3, N 4

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-70 N 5, N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-70 N 8, N 10

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

140

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

Установка гидроочистки дизельного топлива (С-200)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НК 210/200

K-2(T-С)-T-К

18

30

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НПС 125/65-750

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

1ЦГ 25/80

К-3(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

ДП 16/63

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Насосы центробежные, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

1ЦГ 12,5/50

К-3(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

Насосы центробежные, перекачивающие агрессивные нефтепродукты с температурой до 200°

4ЦГ 50/80

К-3(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

Насосы, перекачивающие щелочи

НК 210/80

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 200/370

К-3(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

ЦНС 38/110

К-3(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

ЦНС 38/88

К-3(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

Насосы водяные

НРЛ 08/63

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

18 МП 32×7 (котельная)

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НКУ 250-УХЛ4 (котельная)

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 5

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ-14-46 N 3,15

К-15Т-К

6

20

2

Общеобменная вытяжная система

До 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

Дымососы ДН-242М (котельная)

К-15Т-К

15

50

5

Установка гидроочистки керосина (С-300, ЦТП)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НПС 200/700

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

2ЦГ 50/80

К-3(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

НК 210/200

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

М 500/100

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой выше 200 °С

НКВ 360/125

К-2(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

НД 2,5 Р 10000/10

К-2(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы водяные ЦТП

Кс 12-50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

JPG 100/213

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВР-86-77 N 6,3

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-70 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВР-300-45 N 3,15

К-15Т-К

6

20

2

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

3

Оборудование компрессорного отделения КОМТ

Компрессор поршневой 2ГМ16-24/40-60С

К-3Т-С-3Т-К

180

480

600

60

Компрессор центробежный 4ГЦ2-230/24-31

К-2С-К

224

280

28

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НМШ5-25-40/4Б-10

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Г-11-24

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ХЕ 45/90АК

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ХЕ 45/90 АК 50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

А3-3В.8/63

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Центрифуги (маслостанции)

К-3(5Т-С)-5Т-К

15

40

48

5

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВР-80-75 N 4, N 6, N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 8-N 12

К-15Т-К

15

50

5

ВР-300-45 N 2,5 N 3,15

К-15Т-К

6

20

2

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

Производство N 3

Резервуарный парк N 1

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

АХП 45/31

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ПТ1-4/1000

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ПТ1-2,5/1000

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НКВ 600/320

К-3(Т-С)-Т-К

42

112

140

14

НК 360/125

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НК 560/300

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/120

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы водяные

КМН 80-65-175

К-3(Т-С)Т-К

9

15

24

3

К 8/18

К-3(Т-С)Т-К

9

15

24

3

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15-N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-75 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 10 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

69

230

23

до 15 в/выпускн. устр.

К-15Т-К

99

330

33

до 20 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

129

430

43

до 25 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

240

800

80

Резервуарный парк N 2

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НВ-50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НК 65/35

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

НК 210/80

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 65/125

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

НМ 100/25

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

НК 560/335

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/300

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/120

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Водяные насосы

КМН 80-65-175

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15-N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-75 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 10 N 12,5

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

140

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 20 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

129

430

43

Резервуарный парк N 3

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

АХП 45/31

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

42

4

НК 560/300

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335-70

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы центробежные, перекачивающие сжиженные газы

НК 560/300

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335-70

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

АХП 45/31

К-5(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Насосы водяные ЦТП

КМН 80-65-175

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

Ipn 150360-304

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

ЦН 400-1-5

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

1K 80-65-160

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15-N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-75 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 10 N 12,5

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

140

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 20 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

129

430

43

Резервуарный парк N 4

Насосы, перекачивающие сжиженные газы

НК 200/370

К-5(Т-С)-Т-К

24

64

80

8

АХП 45/31

К-5(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НПС 200/700

К-5(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

НКВ 300/125

К-5(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

4ЦГ 50/50

К-5(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

НК 560/300

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

НК 560/335

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Насосы, перекачивающие не очищенные от серы сжиженные газы

НД 1,0 16/63

К-5(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Водяные насосы

КМН 80-65-175

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15-N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-75 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 10 N 12,5

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 20 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

129

430

43

Установка регенерации метанола

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

I площадка

ЦМГ-6,3/50

К-2(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

ЦНГ-6,3/50

К-2(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

ГХ 100/32-6,3/32КВ

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

SRZ 663 WWQ

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

YR 100/65-250

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

ЦНГ 2,5/40КВ

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

НДТ2,5/40Х-14В

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

Насос вакуумный

CVSG 290/50

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

II площадка

СМН-М32-250-135/40 WX

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

СНН-М40-200-110/20 WX

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

СМН-М25-200-100/30 WX

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

CVP-WWG

К-2(Т-С)-Т-К

9

24

30

3

К 20/30

К-2(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

X 18/8А

К-2(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

Р 08-30,01

К-2(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

Ш2-25

К-2(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

Х-Е65-50-125Д

К-2(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

НКВ360/80К-1АС

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15-N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-75 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 10 N 12,5

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

144

14

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 20 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

129

430

43

Узел подготовки и ввода присадок

Насосы центробежные

ТКА63/125ГХ

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НД 5000/10 А-14В

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НД 1,0 2500/10

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

НВЕ 50/50-3,0

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Цех отгрузки готовой продукции (ОГП)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

Ipn

К-3(Т-С)-Т-К

12

20

40

4

АСВН-80А

К-3(Т-С)-Т-К

3

8

10

1

ВВН-ЗН

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

ВЛТ-1700

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

ВЛТ-1300

К-3(Т-С)-Т-К

30

80

100

10

Насосы водяные

Д 200-90

К-3(Т-С)-Т-К

6

16

20

2

К 65-50-160

К-3(Т-С)-Т-К

18

48

60

6

Вентиляторы приточных и вытяжных систем

ВЦ4-70 N 3,15-N 5

К-15Т-К

6

20

2

ВЦ4-75 N 6,3 N 8

К-15Т-К

9

30

3

ВЦ4-75 N 10 N 12,5

К-15Т-К

15

50

5

Общеобменная вытяжная система

до 5 в/ приемн., осев. вент.

К-15Т-К

42

140

14

Автоматическая станция налива цеха отгрузки готовой продукции (АСН цеха ОГП)

Насосы центробежные, перекачивающие неагрессивные нефтепродукты с температурой до 200 °С

до 10 в/приемн., центр. вент.

К-15Т-К

51

170

17

Приточная система

до 20 в/выпуск. устр.

К-15Т-К

129

430

43

НМ-100/25

К-3(Т-С)-Т-К

9

18

30

3

НВ 50/50

К-3(Т-С)-Т-К

12

32

40

4

Категории трудоемкости ремонта арматуры

Таблица 15.4

АРМАТУРА  

Условный проход, мм

15  

20  

25  

40-50  

70-80  

100  

125-150

200  

250  

300  

350  

400  

500  

600  

700  

800  

1000  

1200  

Вентили: бронзовые,

0,1

0,1

0,1

0,2

чугунные

0,1

0,1

0,1

0,2

0,3

0,5

0,7

1,0

1,2

стальные: кг/см

0,1

0,2

0,2

0,3

0,4

0,5

0,7

1,2

1,6

 г/см

0,1

0,2

0,2

0,3

Задвижки чугунные

0,4

0,5

0,7

1,0

1,2

1,4

1,8

2,3

2,8

Задвижки стальные:

 кг/см

0,6

0,7

0,9

1,3

1,6

1,7

2,0

2,3

2,6

 кг/см

0,9

1,1

1,4

1,8

2,4

2,6

3,3

3,9

4,5

 кг/см

1,1

1,4

1,6

2,3

3,0

3,1

3,7

4,3

4,9

 кг/см

1,2

1,5

1,7

2,6

3,2

Задвижки с электроприводом стальные:

 кг/см

1,6

1,8

2,0

2,4

2,7

3,7

4,0

4,3

4,6

 кг/см

1,9

2,2

2,4

2,9

3,5

4,6

5,2

5,9

6,5

 кг/см

2,2

2,4

2,7

3,4

4,0

5,1

5,7

6,3

6,8

 кг/см

2,3

2,5

2,8

3,6

4,3

Задвижки с электроприводом чугунные

1,5

1,6

1,8

2,0

2,3

3,4

3,8

4,2

4,7

Задвижки для сыпучих материалов

0,6

0,7

0,9

1,0

1,0

1,0

2,0

2,0

2,0

Краны пробковые: чугунные

0,7

0,9

1,2

1,5

стальные

0,7

0,9

1,2

1,6

бронзовые

0,7

0,8

1,0

1,3

Клапаны предохранительные:

 кг/см

0,5

0,6

0,8

1,2

1,5

 кг/см

0,6

0,8

1,0

1,4

 кг/см

0,7

0,9

Клапаны обратные

 кг/см

0,2

0,3

0,3

0,5

0,7

 кг/см

0,3

0,3

0,4

0,7

0,9

 кг/см

0,4

0,6

0,7

1,0

1,0

Задвижки чугунные на подземных коммуникациях

5,2

6,0

6,9

7,8

8,7

10,3

12,2

Клапана регулирующие, клапан-отсекатель

1,7

2,0

2,4

2,9

3,8

Приложение А

Форма 1

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер «Сургутгазпром»

«

«

20

г.

ПЛАН-ГРАФИК

остановки на ремонт технологических установок (цехов) на 20

год

Наиме- нование уста- новок

Послед- ний ремонт

Вид плани-
руемого ремонта

Дата начала и окончания ремонта

Всего дней простоя в ремонте

Вид

Дата

I кв.

II кв.

III кв.

IV кв.

по плану

фак-
тически

Месяц

январь

фев-
раль

март

апрель

май

июнь

июль

ав-
густ

сен-
тябрь

ок-
тябрь

но-
ябрь

де-
кабрь

Главный инженер ЗСК

Начальник ОПК «Сургутгазпром»

     
Приложение А

Форма 2

СОГЛАСОВАНО

Главный механик

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

«

«

200

г.

«

«

200

г.

ПЛАН-ГРАФИК

технического обслуживания и ремонта оборудования на 20

г.

                        по установке (парку, цеху)

Номер по техноло-
гической схеме

Наимено-
вание или марка оборудо-
вания

Последний ремонт (техническое обслу- живание)

Структура ремонт- ного цикла

Длительность работы между ремонтами, час

Вид и сроки ремонта, тех. обслуживания по месяцам

Вид

Дата

тех. обслужи-
вание

теку-
щий

сред-
ний

капиталь-
ный

январь

декабрь

план

факт

план

факт

Начальник производства

Начальник установки (парка, цеха)

Ф.И.О. подпись

Ф.И.О. подпись

Зам начальника производства по оборудованию

Механик установки

Ф.И.О. подпись

Ф.И.О. подпись

Ведущий инженер ОТН

Ф.И.О. подпись

     
Приложение А

Форма 3

СОГЛАСОВАНО

Главный механик

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

«

«

200

г.

«

«

200

г.

ПЛАН-ГРАФИК

ремонта резервуаров и газгольдеров на 200

г. по

установке, парку, цеху

Номер по технологической схеме

Наименование оборудования

Последний ремонт

Вид и сроки ремонта по месяцам

вид

дата

январь

декабрь

план.

факт.

план.

факт.

Начальник производства

Начальник установки (парка, цеха)

Ф.И.О. подпись

Ф.И.О. подпись

Зам начальника производства по оборудованию

Механик установки

Ф.И.О. подпись

Ф.И.О. подпись

Ведущий инженер ОТН

Ф.И.О. подпись

Приложение А

Форма 4

УТВЕРЖДАЮ

Главный механик

«

«

200

г.

ГРАФИК

ремонта оборудования по

на

месяц 200

г.

установке, парку, цеху

N п/п

Наименование оборудования

Техноло-
гический номер

Последний ремонт

Отработано на начало месяца после последнего ремонта, ч

Вид и сроки ремонта (техническое обслуживание)

вид

дата

1

2

29

30

31

план.

факт.

Начальник установки
(парка, цеха)

Механик установки
(парка, цеха)

Ведущий
инженер ОТН

Инженер МРС

     
Приложение А

Форма 5

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер

«

«

200

г.

АКТ
на изменение календарного срока ремонта установки, парка, цеха

от  «

«

20

г.

Наименование объекта

(установка, парк, цех)

Вид переносимого ремонта

Плановый срок ремонта

Техническое состояние оборудования

Вновь установленный срок ремонта и его вид

ВИЗЫ:

Главный механик

Главный энергетик

Главный метролог

Зам. главного инженера по производству

Зам. главного инженера по ТБ

Начальник ОТН

Начальник производства

Зам. начальника производства по оборудованию

Начальник (установки, парка, цеха)

Механик (установки, парка, цеха)

     
Приложение А

Форма 6

УТВЕРЖДАЮ

Главный механик

«

«

200

г.

АКТ
на изменение календарного срока ремонта оборудования

от «

«

200

г.

Наименование объекта

(установка, парк, цех)

Наименование оборудования

(марка, N по технологической схеме)

Вид переносимого ремонта

Плановый срок ремонта

Техническое состояние оборудования

Вновь установленный срок ремонта и его вид

Начальник ОТН

Начальник производства

Зам. начальника производства по оборудованию

Начальник (установки, парка, цеха)

Механик (установки, парка, цеха)

     
Приложение А

Форма 7

СОГЛАСОВАНО

Главный механик

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

«

«

200

г.

«

«

200

г.

ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ

На ____________ ремонт установки (парка, цеха) ___________________ с «___»________по «___»___________ 20 __г.

(Вид ремонта)

N п/п

Наименование работ

Объем работ

Необходимые материалы и запчасти

Исполнитель

Примечание

единица изме-
рения

коли-
чество

наиме-
нование

единица изме-
рения

коли-
чество

1

2

3

4

5

6

7

8

Главный энергетик

Главный метролог

Зам. гл. инженера по ТБ и ПБ

Зам. начальника производства по оборудованию

Начальник установки (парка, цеха)

Начальник ОТН

Механик установки (парка, цеха)

     
Приложение А

Форма 8

УТВЕРЖДАЮ

Главный механик

«

«

20

г.

ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ

На ____________ ремонт  с «___» по «___» ___________ ______  ______________________________________________

 вид ремонта

месяц

год

марка оборудования

N тех. номер

наименование цеха, установки, участка

N п/п

Узел, деталь

Номер чертежа

Характеристика дефектов

Описание работ по устранению

Необходимые материалы

Исполнитель

Примечание

наимен. марка

единица изме-
рения

коли-
чество

Начальник установки (парка, цеха)

Исполнитель работ РМЦ

Ф.И.О. подпись

Ф.И.О. подпись

Механик установки (парка, цеха)

Исполнитель работ электроцеха

Ф.И.О. подпись

Ф.И.О. подпись

     
Приложение А

Форма 9

УТВЕРЖДАЮ

Директор

«

«

20

г.

СМЕТА
на капитальный ремонт

Смета составлена

На сумму

на основании

в т.ч. строительных работ

в т.ч. монтажных работ

в т.ч. оборудования

Балансовая стоимость

объекта

Смету составил

Смету проверил

«

«

20

г.

(Рабочий лист приложения N

)

Основание

Наименование работ

Единица измерения

Количество

Стоимость, руб.

единицы

общая

Приложение А

Форма 10

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ЗСК

«

«

20

г.

АКТ

сдачи

в ремонт

(установки, парка, цеха)

Настоящий акт составлен в том, что закончены работы по подготовке

к ремонту

(наименование установки, парка)

(вид ремонта)

По графику: начало работ «

» час. «

«

20

г.

окончание работ «

» час. «

«

20

г.

Фактически: начало работ «

» час. «

«

20

г.

окончание работ «

» час. «

«

20

г.

Удлинение продолжительности ремонта против графика составляет

часов

Ускорение проведения ремонта против графика составляет

часов

Перечень проведенных работ

Установлены заглушки на линиях

Гл. механик

Представитель ПЧ-56

Гл. технолог

Начальник пр-ва

Гл. энергетик

Зам. начальника

производства по

Гл. метролог

оборудованию

Зам. гл. инженера

Начальник

по ТБ и ПБ

установки (парка)

Начальник ОТН

Механик установки (парка)

Командир ВГСО

     
Приложение А

Форма 11

АКТ N

сдачи оборудования (аппарата, машины, резервуара) в ремонт

«

«

20

г.

Наименование объекта

(установка, парк, цех)

В соответствии с графиком ППР

(марка оборудования, N по технологической схеме)

остановлен на

(вид ремонта)

и подготовлен к ремонту путем:

Для производства ремонта сдал:

Начальник установки, парка, цеха

(Ф.И.О., подпись)

Для производства ремонта принял:

Механик установки, парка, цеха

(Ф.И.О., подпись)

Ответственный исполнитель

(должность, Ф.И.О., подпись)

Ответственный исполнитель электр. цеха

(Ф.И.О., подпись)

     
Приложение А

Форма 12

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ЗСК

«

___

«

___________________

20

__

г.

АКТ

сдачи

в эксплуатацию

установки, парка, цеха

Настоящий акт составлен в том, что закончены ремонтные работы по прилагаемой ведомости

дефектов от «

«

20

г.

опрессован

и подготовлен

в эксплуатацию.

(установка, парк)

По графику: начало ремонта

«___» час. «___» ______________________ 20 ___ г.

окончание ремонта

«___» час. «___» ______________________ 20 ___ г.

Фактически: начало ремонта

«___» час. «___» ______________________ 20 ___ г.

окончание ремонта

«___» час. «___» ______________________ 20 ___ г.

Оценка работы

Перечень работ, не выполненных по дефектной ведомости, не препятствующих пуску и нормальной эксплуатации установки (парка) с указанием сроков выполнения работ:

Разрешается пуск установки (парка) в эксплуатацию.

Гл. механик

Представитель ПЧ-56

Гл. технолог

Начальник пр-ва

Зам. начальника

производства по

Гл. энергетик

оборудованию

Начальник

Гл. метролог

установки (парка)

Зам. гл. инженера

Механик

по ТБ и ПБ

установки (парка)

Начальник ОТН

     
Приложение А

Форма 13

АКТ N

приемки оборудования (аппарата, машины, резервуара) из ремонта

«

«

20

г.

Наименование объекта

(установка, парк, цех)

(марка оборудования, N по технологической схеме)

сданный в ремонт по сдаточному акту N _____________ от «___» _____________ 20 ___ г. прошел ремонт

ремонт в полном соответствии с дефектной ведомостью,

(вид ремонта)

утвержденной главным механиком «

«

20

г.

После ремонта прошел следующие испытания:

В период испытания были обнаружены следующие неисправности:

Указанные неисправности устранены и

может быть допущен

(наименование оборудования)

к эксплуатации.

Оценка качества ремонта

В эксплуатацию сдал:

Механик установки, парка цеха

(Ф.И.О., подпись)

В эксплуатацию принял:

Начальник установки, парка, цеха

(Ф.И.О., подпись)

Ответственный исполнитель

(Ф.И.О., подпись)

Ответственный исполнитель электр. цеха

(Ф.И.О., подпись)

Представитель ОТН

(Ф.И.О., подпись)

     
Приложение А

Форма 14

Наряд-допуск на проведение ремонтных работ

Наименование предприятия

Наименование подрядной организации

НАРЯД-ДОПУСК
на проведение ремонтных работ

1. Производство, установка, парк, цех

2. Место проведения работ

3. Объём (тыс. руб.) и содержание работ

4. Непосредственный руководитель работ от подрядной организации

(должность, Ф.И.О.)

5. Ответственный за подготовку и сдачу оборудования (объекта) в ремонт от заказчика

(должность, Ф.И.О.)

6. Мероприятия по подготовке оборудования (объекта) в ремонт

7. Подготовительные работы выполнены в полном объёме.

Оборудование (объект) подготовлено к ремонту

(подпись ответственного за подготовку, дата)

8. Оборудование (объект) принято в ремонт. С объёмом и условиями работ

ознакомлен

(подпись непосредственного исполнителя работ, дата)

9. Мероприятия, обеспечивающие безопасность проведения работ

N п/п

Перечень мероприятий

Ответственные за выполнение мероприятий (должность, Ф.И.О.)

Отметка о выполнении (подпись)

10. Первичный инструктаж в объёме инструкции по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности цеха N ___________________ с рабочими и специалистами подрядной организации провёл

(должность, Ф.И.О., подпись)

11. Текущий инструктаж с ремонтным персоналом о мерах безопасности при

выполнении работ провёл

(подпись ответственного за подготовку, дата)

12. Список лиц, прошедших текущий инструктаж и допущенных к выполнению работ. С условиями выполнения работ ознакомлен, инструктаж по безопасному ведению работ получен

Профессия

Ф.И.О.

Подпись

Профессия

Ф.И.О.

Подпись

13. Начальник установки, парка, цеха

(Ф.И.О., подпись, дата)

14. Перечень документации, прилагаемой к наряд-допуску:

а)

б)

в)

г)

д)

е)

Дата

Результаты анализа воздушной среды*

К работе допущены

Работы закончены

Время
(час, мин)

Подпись

Время
(час, мин)

Подпись Начальника смены

Нач. смены

Непосред. рук. работ

* Только в случае необходимости по разделу 4 (п.4.8) «Положения о порядке безопасного проведения ремонтных работ на химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах» (РД 09-250-98)

15. Ежедневный допуск к работе

16. Работа выполнена в полном объёме, ремонтный персонал выведен из цеха, материалы, инструменты, посторонние предметы из ремонтируемого оборудования и цеха убраны. Наряд-допуск закрыт.

«

«

г.

Непосредственный руководитель работ

(Ф.И.О., подпись)

Начальник установки (парка, цеха)

(Ф.И.О., подпись)

Механик установки (парка, цеха)

(Ф.И.О., подпись)

     
Приложение А

Форма 15

Журнал учета наработки часов оборудования

на

за

20

г.

(установка, парк, цех)

месяц

N п/п

Марка оборудования

N
по технологической схеме

Работа и виды простоя, час

Продолжительность работы и простоя по сменам, час

1

2

3

29

30

31

всего

Работа

Простой

В резерве

В плановом ремонте

Аварийный ремонт

Начальник

(установки, парка, цеха)

Механик

(установки, парка, цеха)

     
Приложение А

Форма 16

Режимный лист центробежного компрессора

Вре- мя

ТА1 Ток ГЭ

RК 25 t-ра подши-
пника ГЭ точка 1

RК 26 t-ра подши-
пника ГЭ точка 2

RК 3 t-ра опорного подши-
пника компрес-
сора

RК 1 t-ра опорной части опорно- упорного подши-
пника

RК 2 t-ра опорной части опорно- упорного подши-
пника

RК 5 t-ра подши-
пника мульти-
пликатора. Точка 1

RК 6 t-ра подши-
пника мульти-
пликатора. Точка 2

RК 7 t-ра подши- пника мульти-
пликатора. Точка 3

RК 8 t-ра подши- пника мульти-
пликатора. Точка 4

RК 4 t-ра масла в коллек-
торе смазки

RК 9 t-ра газа на всасы-
вании

RК 10 t-ра газа на нагне-
тании

RК 11 t-ра газа после холо-
дильника

RК 12 t-ра меди ста-
тора ГЭ, фаза 1

RК 13 t-ра стали ста-
тора ГЭ, фаза 2

RК 14 t-ра меди ста-
тора ГЭ, фаза 2

RК 15 t-ра стали ста-
тора ГЭ, фаза 2

RК 16 t-ра меди ста-
тора ГЭ, фаза 3

RК 17 t-ра стали ста-
тора ГЭ, фаза 1

RК 18 t-ра горя-
чей воды ГЭ, точка 1

RК 19 t-ра горя-
чей воды ГЭ, точка 2

RК 20 t-ра холод-
ной воды ГЭ

RК 23 t-ра горячего воздуха ГЭ, точка 1

RК 24 t-ра горя-
чего воздуха ГЭ,
точка 2

RК 21 t-ра холодного воздуха ГЭ,
точка 1

RК 22 t-ра холодного воздуха ГЭ,
точка 2

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AH

SH

AL

SH

AH

SH

AH

Max 130

Max 130

Max 130

Max 130

Max 130

Max 130

<30

SH

AH

SH

AH

696

417

80 °С

75

80 °С

75

90 °С

85

90 °С

85

90 °С

85

95 °С

85

95 °С

85

95 °С

85

95 °С

85

Max 50

Min 30

40

100

40

100 °С

90

100 °С

90

9

11

13

15

17

19

Смену сдал

Смену принял

Начальник компрессорной

Смену сдал

Смену принял

Начальник компрессорной

Смену сдал

Смену принял

Начальник компрессорной

Смену сдал

Смену принял

Начальник компрессорной

Приложение А

Форма 17

Режимный лист поршневого компрессора

Вре-
мя

Темпе-
ратура газа на всасе ком-
прес-
сора

ВК2 Тем-ра газа после цилин-
дра 1 ряда, °С

ВК3 Тем-ра газа после цилин-
дра 2 ряда, °С

ВК5 Темпе-
ратура подши-
пника N 1, °С

ВК6 Темпе-
ратура подши-
пника N 2, °С

ВК7 Темпе-
ратура подши-
пника N 3, °С

ВР 1, 2 Дав-
ление газа на всасе, кгс/см

ВР 3, 4 Дав-
ление газа на всасе, кгс/см

ВР 5 Дав-
ление масла, кгс/см

Перепад дав-
ления на фильтре масла, кгс/см (по местным мано-
метрам)

ВР6 Пере-
пад дав-
ления газа, кгс/см

ВР7, 9 Давле-
ние по кожу-
хам ГЭ, точка 1, Па

ВР 8, 10 Давле-
ние по кожу-
хам ГЭ, точка 2, Па

ВР 13 Рас-
ход воды, м/час

Темпе-
ратура охлаж-
дающей воды

FIS6, Расход воды, цилиндр 1 ряда, точка 1, м/час

FIS7, Расход воды, цилиндр 1 ряда, точка 2, м/час

FIS8, Расход воды, цилиндр 2 ряда, точка 1, м/час

FIS9, Расход воды, цилиндр 2 ряда, точка 2, м/час

Темпе-
ратура подшип-
ника ГЭ, °С

Темпе-
ратура масла на смазку

Темпе-
ратура масла слив из картера

FIS10, Расход воды на масл. холод, м/час

FIS11, Расход воды в воздухо-
охлади-
теле, м/час

Темпе-
ратура обмотки статора ГЭ, °С

Нагруз-
ка на эл. двига-
тель, А

45 °С

SH 115 °C

AH 105 °С

SH 115 °C

AH 105 °С

SH 75 °C

AH 65 °С

SH 75 °C

AH 65 °С

SH 75 °C

AH 65 °С

SL 14,5

AL 14

SH 19,5

AH 19

SL 1,2

AL 1,5

SH 1,5

AH 15,5

SL 450

AL 500

SL 450

AL 500

SL 9,5

20 °С

AL 0,9

AL 0,9

AL 0,9

AL 0,9

SH 80

  40

60

AL 1,2

AL 6,5

9

11

13

15

17

19

Смену сдал

Бр. N

Смену принял

Бр. N

Смену сдал

Бр. N

Смену принял

Бр. N

Начальник газовой компрессорной

Приложение А

Форма 18

ЖУРНАЛ РЕМОНТОВ НАСОСА

Тип, марка

N

(технологический)

Установка (цех)

Начат

Окончен

Паспортные данные насоса

1. N по технологической схеме

2. Тип, марка

3. Назначение механизма

4. Место установки

5. Заводской номер

6. Год изготовления

7. Год установки

8. Завод-изготовитель

Техническая характеристика насоса

Перекачиваемый продукт

Расход (м/час)

Давление

Температура (°С)

Диаметр рабочего колеса (мм)

Ширина рабочего колеса (мм)

Частота вращения ротора (об/мин)

Потребляемая мощность (квт)

Кавитационный запас

Давление условное (корпуса), кг/см

Давление пробное (корпуса), кг/см

Число ступеней

Диаметр всасывающего трубопровода (мм)

Диаметр нагнетательного трубопровода (мм)

Тип уплотнения вала

Электродвигатель

Марка

Мощность, квт

Частота вращения ротора, об/мин

Частота тока, гц

Напряжение, в

Масса, кг

Виды ремонтов

Год

Месяц

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

ПРИМЕЧАНИЕ: в числителе записывается вид ремонта, в знаменателе — число месяца. Т — текущий ремонт. К — капитальный ремонт. А — аварийный ремонт

Количество отработанных часов по месяцам

Пробег

Месяц

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

За м-ц

всего

Записи о технических обслуживаниях и ремонтах

Дата

Перечень проводимых работ

Подпись механика

Модификация центробежного насоса

Дата рекон-
струкции

Подача, м/час

Диффе-
ренци-
альный напор, м. ст. жид.

Мощность, потре- бляемая насосом, кВт

Диаметры рабочих колес по ступеням, мм 1…10

Подшипники

Электродвигатель

Муфта (тип, марка)

Должность и подпись внесшего запись

Место уста- новки

Номер подшипника или размер подшипника скольжения

Кол-во

Марка и тип

Мощ- ность, кВт

Частота враще- ния, об/мин

Центровка агрегата

Дата ремонта

Вид ремонта

Положение агрегата на фундаменте, отклонение от горизонтальности

Пробег от последней центровки

Данные проверки центровки, мм

Подпись сделавшего запись

По окружности

По торцу

Осевой разбег ротора и зазора в подшипниках

Дата ремонта

Вид ремонта

Осевой разбег ротора в корпусе насоса, мм

Радиальный зазор в подшипниках качения, мм

Зазоры в подшипниках, мм

Подпись внесшего запись

Передний подшипник

Задний подшипник

Передний подшипник

Задний подшипник

Верхний зазор

Боковой зазор

Верхний зазор

Боковой зазор

правый

левый

правый

левый

Состояние торцевого уплотнения

Дата ремонта

Вид ремонта

Пробег

Примечание

Подпись внесшего запись

После последних замеров

В начале установки

Биение ротора насоса

Дата ремонта

Вид ремонта

Посадочные места

Поса-
дочные места полумуфт

Защитные гильзы

Уплот-
нитель-
ные кольца рабочих колес

Втулки промежу-
точных подшип-
ников

Величина эллипс- ности шеек вала, мм

Величина конусности шеек вала, мм

Подпись внесшего запись

Передний подш-к

Задний подш-к

перед-
ние

задние

Перечень замененных деталей

Дата ремонта

Вид ремонта

Замененные детали

Подпись внесшего запись

Наименование

Номер чертежа

Материал

Причины замены

Кол-во отработанных часов

Приложение А

Форма 19

ЖУРНАЛ РЕМОНТОВ ВЕНТИЛЯЦОННОЙ УСТАНОВКИ

Тип, марка

N

(технологический)

Установка (цех)

Начат

Окончен

Паспортные данные вентилятора

1. N по технологической схеме

2. Тип, марка

3. Назначение механизма

4. Место установки

5. Заводской номер

6. Год изготовления

7. Год установки

8. Техническая характеристика вентилятора:

Вентиляционное оборудование

Характеристика по проекту, по данным испытаниям

Тип, марка, номер

Диаметр ротора, мм

Производительность, куб. м/час

Общий напор, развиваемый вентилятором

Число оборотов в минуту

Характер передачи

Тип и модель

Общая поверхность нагрева калорифера, м

Разность температур подаваемого и наружного воздуха

Теплоноситель и его параметры

Другие устройства (пылеочистные, охладительные, увлажнительные и т.п.)

Виды ремонтов

Год

Месяц

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

ПРИМЕЧАНИЕ: в числителе записывается вид ремонта, в знаменателе — число месяца.

Т — текущий ремонт. К — капитальный ремонт. А — аварийный ремонт

Количество отработанных часов по месяцам

Пробег

Месяц

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

За м-ц

всего

Записи о технических обслуживаниях и ремонтах

Дата и время ремонта

Вид ремонта

Пробег после последнего ремонта

Перечень проводимых работ

Примечание

начало

конец

Приложение А

Форма 20

ЖУРНАЛ РЕМОНТОВ КОМПРЕССОРОВ

Тип, марка

N

(технологический)

Установка (цех)

Начат

Окончен

Паспортные данные компрессора

1. N по технологической схеме

2. Тип, марка

3. Назначение механизма

4. Место установки

5. Заводской номер

6. Год изготовления

7. Год установки

8. Техническая характеристика компрессора:

Виды ремонтов

Год

Месяц

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

ПРИМЕЧАНИЕ: в числителе записывается вид ремонта, в знаменателе — число месяца.

Т — текущий ремонт. К — капитальный ремонт. А — аварийный ремонт

Количество отработанных часов по месяцам

Пробег

Месяц

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

За м-ц

всего

Записи о технических обслуживаниях и ремонтах

Дата и время ремонта

Вид ремонта

Пробег после последнего ремонта

Перечень проводимых работ

Примечание

начало

конец

Таблицы ремонтных формуляров заимствуются из монтажных формуляров заводов-изготовителей.

Ремонтные формуляры заполняются механиком ремонтной службы, производившей ремонт.

     
Приложение А

Форма 21

ОТЧЕТ

по ППР технологического оборудования

за месяц

20

года

установка, парк, цех, участок

Пробег, час

Простой, час

NN пп

Техно-
логич. N по схеме

Наиме-
нование обору-
дования

с начала эксплу-
атации

после капи-
тального ремонта

за месяц

в кап. ре-
монте

сред- нем ре-
монте

теку-
щем ре-
монте

технич. обсл- ужив.

ре-
зерв

внепла-
новый ремонт

К-во вынуж-
денных оста- новок

К-во, наиме-
нование исполь-
зованных запасных частей

N де-
тали

Причины откло-
нения от графика

пла-
новый

факти-
ческий

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Начальник установки (парка, цеха)

Инженер МРС

Ф.И.О., подпись

Ф.И.О., подпись

Механик установки

Ф.И.О., подпись

     
Приложение А

Форма 22

Журнал учета отказов и повреждений оборудования

ОТКАЗЫ И ПОВРЕЖДЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Наиме-
ование и шифр (марка) обору-
ования

Возник-
новение отказа (дата, время)

Краткое описание отказов и повре-
ждений. Причины возник-
новения и послед-
ствия

Конструкционный отказ

Производственный отказ

Эксплуатационный отказ

Продолжительность восстановления (непланового ремонта), установко-ч.

Дата рассле-
дования причин возник-
новения отказов и повре-
ждений

Анало-
гичные отказы и повре-
ждения

Низкое качество проектно- конструкторской документации

Брак (дефект), допущенный при изготовлении

Брак (дефект), допущенный при строительстве

Брак (дефект), допущенный при отбраковке (дефектации) и ремонте

наруше- ние техноло-
гического регла- мента

нарушение правил техни-
ческого обслу-
живания

с прекра-
щением выпуска продукции

без прекра-
щения выпуска про- дукции

разрабо-
танной сторон-
ними органи-
зациями

разра-
ботанной собст-
венными силами

сторон-
ними органи-
зациями

собст-
вен- ными силами

сторон-
ними органи-
зациями

собст-
вен- ными силами

сторон-
ними органи-
зациями

собст-
вен- ными силами

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Приложение А

Форма 23

«УТВЕРЖДАЮ»

«УТВЕРЖДАЮ»

Главный механик СЗСК

Главный механик СЗСК

«

«

20

г.

«

«

20

г.

График и отчет
по планово-предупредительному ремонту за 20 ___ г.

(установка, парк, цех, участок)

Шифр

Структура ремонтного цикла

График ППР на

месяц

Простой с начала года

ОТЧЕТ по ППР за

месяц

N п/п

Марка обору-
дова- ния

Техно-
логи-
чес-
кий номер

Шифр ремон-
тного цикла

Пла-
новый ре- монт

Нара-
ботка с на-
чала эксплу-
атации, всего часов

Остаток час. после факти-
ческого ремонта

Оста- лось час. до пла-
нового ремо-
нта

Ре- монт (час)

Тех. обслу-
жива-
ние (час)

Авар. оста-
новка (час)

Ре- зерв (час)

Факт. ре-
монт

Нара-
ботка с начала месяца

Простой за месяц (час)

Ре- монт

Тех. обсл

Ава-
рийная ост.

Ре- зерв

Начальник установки (парка)

Начальник установки (парка)

(Ф.И.О., подпись)

(Ф.И.О., подпись)

Механик установки (парка)

Механик установки (парка)

(Ф.И.О., подпись)

(Ф.И.О., подпись)

Инженер МРС

Инженер МРС

(Ф.И.О., подпись)

(Ф.И.О., подпись)

     
Приложение А

Форма 24

УТВЕРЖДАЮ

(наименование филиала, на чьем балансе числятся основные средства, подлежащие ремонту)

Главный инженер ЗСК

«

«

20

г.

(наименование филиала-исполнителя работ)

Номер документа

Дата

ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ

Инвентарный N

(наименование объекта основных средств)

N п/п

Обнаруженные дефекты

Наименование ремонтных работ

Наименование деталей, назначенных к замене

Ед. измер.

Кол-во (шт.)

Примечание

Главный специалист (по направлению)

подпись

Начальник производства (службы)

подпись

Зам. нач. производства по оборудованию

подпись

Начальник ОКС

подпись

     
Приложение А

Форма 25

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ЗСК

«

«

20

г.

СПЕЦИФИКАЦИЯ
на материалы для выполнения работ по ремонту

(наименование объекта)

Инв. N

N п/п

ГОСТ

Наименование материалов

Ед. изм.

Кол-во, шт

Вес

Стоимость, руб./тн

Сумма, руб.

Примечание

Ед (кг)

Общий (тн)

Председатель комиссии (по направлениям)

(должность)

(подпись)

(расшифровка)

Члены комиссии

(должность)

(подпись)

(расшифровка)

(должность)

(подпись)

(расшифровка)

Представитель подрядной организации

(должность)

(подпись)

(расшифровка)

     
Приложение А

Форма 26

Акт разбора случаев преждевременного выхода из строя оборудования

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

«

«

20

г.

АКТ
разбора случаев преждевременного выхода из строя оборудования

1 Наименование (установки, парка, цеха)

2 Наименование оборудования

3 Дата и время выхода из строя оборудования

4 Норма пробега между ремонтами: Т  _________ час С _________ час К ____________ час

5 Дата последнего ремонта

6 Пробег к моменту выхода из строя

часов

7 Лица, ответственные за эксплуатацию оборудования

8 Состояние технической документации

9 Описание обстоятельства выхода из строя агрегата (аппарата), характер повреждений

10 Причины выхода из строя агрегата (аппарата)

11 Лица, виновные в аварийном выходе оборудования из строя

12 Мероприятия по восстановлению оборудования

13 Мероприятия по предотвращению подобных аварий

Начальник ОТН

Главный механик

Начальник (установки, парка, цеха)

Механик (установки, парка, цеха)

Начальник электроцеха

     
Приложение Б
(рекомендуемое)

Расчет численности персонала механоремонтной службы

Б.1 Штатное расписание службы по специальностям (ИТР) устанавливается главным механиком завода на основании функциональной структуры службы.

Б.2 Численность ИТР определяется расчетным путем, с использованием норм времени, значения которых приведены в таблице Б.1 [40].

Приведенные нормы времени установлены на основании типовых норм, используемых для нормирования труда специалистов на производственных предприятиях различных отраслей промышленности, а также с учетом организационной структуры завода и парка эксплуатируемого оборудования.

Б.3 Расчет нормативной численности специалистов службы главного механика определяется по формуле:

,                                                                (Б.1)

где — численность ИТР, чел.;

— суммарное годовое время по всем видам выполняемых работ, час;

— номинальный годовой фонд рабочего времени одного работника службы главного механика.

Согласно ОНТП 5-86, Москва. 1986 г. принимается равной — 2070 ч.

— коэффициент, учитывающий время на отдых и личные надобности в соответствии с Методическими рекомендациями «Определение нормативов на отдых и личные надобности» (Москва, 1982 г.) составляет 10% от общего времени выполнения всех элементных работ, выполняемых персоналом службы главного механика. 0,1.

Таблица Б.1 — Нормы времени по направлениям деятельности специалистов механоремонтной службы завода

N п/п

Виды работ

Единица измерения

Норма времени, час

1

2

3

4

1. Организационно-техническая деятельность

1.1

Сбор исходных данных, анализ и составление заявок на проведение ремонтов технологического оборудования по производственным подразделениям завода.

заявка на единицу оборудования

1,0

1.2

Сбор исходных данных, анализ, разработка и согласование планов остановки на ремонт одной установки, производительностью до 1000000 м

план

60,0

1.3

Сбор заявок от производственных подразделений на ремонт оборудования одной установки

заявка

4,0

1.4

Сбор дефектных ведомостей по результатам ревизии оборудования (на 10 единиц оборудования)

ведомость

5,0

1.5

Анализ дефектных ведомостей и оформление заключений (на 10 единиц оборудования)

заключение

24,0

1.6

Составление годовых графиков ремонта оборудования завода с разбивкой по кварталам.

сводный график

200,0

1.7

Согласование планов-графиков по производствам завода

план

40,0

2. Проведение организационно-технической подготовки ремонта.

2.1

Сбор исходных данных и анализ работы оборудования, подлежащего ремонту (модернизации)

на 10 единиц оборудования

32,0

2.2

Подготовка спецификаций запасных частей и узлов, необходимых для проведения ремонтов оборудования

на 10 единиц оборудования

18,0

2.3

Сбор исходных данных, анализ и разработка технологической документации по ремонту оборудования (разборка и сборка и т.д.)

на 10 единиц оборудования

40,0

2.4

Подготовка перечней необходимой техники, инструментов и оснастки для ремонта установки, производительностью до 1000000 м

одна установка

60,0

2.5

Расчет и согласование потребности в ремонтном персонале.

на одну установку

26,0

2.6

Расчет потребности в запасных частях (изготавливаемых собственными силами и сторонними организациями)

на 10 единиц оборудования

12,0

2.7

Поиск и выбор предприятий для проведения ремонта оборудования (проведение тендера)

на один договор

20,0

2.8

Согласование условий заключения договоров с поставщиками оборудования и запасных частей.

на один договор

60,0

3. Функциональные обязанности

3.1

Анализ деятельности и составление годовых, квартальных отчетов о работе службы МРС.

отчет по заводу

120,0

3.2

Сбор данных и составление годовой потребности завода в оборудовании и запчастях.

спецификация по заводу

160,0

3.3

Сбор данных и определение годовой потребности, составление заявок на приобретение горючесмазочных материалов для МРС

заявка

60,0

3.4

Сбор данных и составление годовой отчетности о наличии и движении оборудования.

отчет по МРС

180,0

3.5

Сбор данных и составление заявок годовой потребности и составление заявок на приобретение контрольно-измерительных приборов и приборов диагностики

заявка по заводу

50,0

3.6

Составление и согласование руководящих документов (инструкций, указаний, стандартов завода и т.п.), касающихся поддержания оборудования в работоспособном состоянии, увеличения сроков его бесперебойной и безопасной работы

на один документ

180,0

3.7

Участие в испытании новой техники и освидетельствовании эксплуатируемого оборудования

на одну единицу оборудования

30,0

3.8

Анализ и составление заключений по результатам испытания новой техники и освидетельствования оборудования

заключение на одну единицу оборудования

40,0

3.9

Подготовка предложений предприятиям-поставщикам оборудования и материалов по улучшению качества (изменению конструкции, составление рекламаций и т.д.)

предложение на одну единицу

32,0

3.10

Выполнение командировочных заданий.

командировка

40,0

3.11

Участие в расследовании причин неплановых остановок оборудования

факт остановки одной единицы оборудования

24,0

3.12

Участие в технических совещаниях, постоянно действующих комиссиях по производственной безопасности и постоянно действующих экзаменационных комиссиях.

совещание

2,0

3.13

Поквартальный контроль за выполнением планов капитального ремонта технологического оборудования.

отчет

24,0

3.14

Контроль за поставкой заказанного оборудования, запасных частей, материалов по одной установке. Принятие мер по своевременному их получению.

документ

4,0

3.15

Контроль условий хранения оборудования и материальных ценностей в соответствии с требованиями правил (на одну установку)

проверка

10,0

3.16

Контроль за наличием в подразделениях и объектах эксплуатационной документации, руководящих материалов (инструкций по эксплуатации, стандартов предприятия, информационных писем, приказов, предписаний и т.д.). Проверка их выполнений по одной установке

проверка одной установки

10,0

3.17

Проверка соблюдения правил эксплуатации оборудования в соответствии с НД на одной установке

отчет

20,0

3.18

Анализ причин выхода из строя оборудования и разработка мероприятий по увеличению его сроков службы и надежности по улучшению ремонтно-технического обслуживания и предупреждению аварий.

мероприятие на 10 единиц оборудования

40,0

3.19

Разработка и внедрение мероприятий по устранению недостатков, указанных предписаниями Госгортехнадзора и другими инспектирующими организациями

мероприятие исправления по одной установке

10,0

3.20

Рассмотрение и подготовка заключений на НИОКР по профилю службы, участие в экспертизе проектов.

документна 10 проектов

80,0

3.21

Подготовка материалов к составлению статотчетностей.

годовой отчет

24,0

3.22

Размещение заказов на оборудование, запасные части, материалы на ремонтно-эксплуатационные нужды. Подбор подрядчиков по установке

заказ

40,0

3.23

Проверка и согласование инструкций по производственной и пожарной безопасности.

одна инструкция

16,0

3.24

Рассмотрение рационализаторских предложений и вынесение решений

на 10 предложений

16,0

3.25

Согласование планов размещения технологического оборудования на производственных площадях

план на 10 единиц оборудования

10,0

3.26

Подготовка материалов о возрастном составе основного технологического оборудования одной установки

документ

10,0

3.27

Проверка технического состояния, оформление документов и получение разрешений контролирующих органов на эксплуатацию поднадзорного оборудования, отработавшего установленный срок.

документ на одну единицу оборудования

120,0

3.28

Разработка мероприятий по подготовке работы оборудования в осенне-зимний период.

годовые мероприятия

32,0

3.29

Разработка предложений с внедрением мероприятий по техническому диагностированию эксплуатируемого оборудования.

мероприятие на 10 единиц оборудования

32,0

4. Прочие работы (составление писем, служебных записок, телеграмм, актов, справок и т.д.)

4.1

Сопроводительное письмо (технического характера)

лист А4

2,0

4.2

Письмо, требующее техническое обоснование

то же

4,0

4.3

Служебная записка технического характера без иллюстраций

«

2,5

4.4

Служебная записка технического характера с иллюстрациями

«

4,0

4.5

Протокол по результатам технического совещания

«

3,0

4.6

Справка производственного характера

«

2,0

4.7

Телеграмма, не требующая поиска технической информации

один документ

1,0

4.8

Телеграмма с предварительным поиском технической информации

то же

3,0

Б.4 Нормативы численности ИТР механоремонтной службы в зависимости от количества технологических установок и среднегодовой стоимости основных производственных фондов приведены в таблице Б.2 [31].

Таблица Б.2 — Нормативы численности ИТР и служащих по функциям ремонтное обслуживание

            — Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тыс. руб.

— Количество технологических установок      

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

5000

5504

6

6

6

6

7

7

7

7

7

7

8

8

8

8

5505

6463

6

6

7

7

7

7

7

8

8

8

8

8

9

9

6464

7488

6

7

7

7

8

8

8

8

8

9

9

9

9

10

7489

8578

7

7

8

8

8

8

9

9

9

9

10

10

10

10

8579

9731

7

8

8

9

9

9

9

10

10

10

10

11

11

11

9732

10947

8

8

9

9

9

10

10

10

10

11

11

11

12

12

10948

12223

8

9

9

10

10

10

11

11

11

11

12

12

12

13

12224

13563

9

9

10

11

11

11

11

12

12

12

12

13

13

13

13564

14961

9

10

10

11

11

12

12

12

12

13

13

13

14

14

14962

16417

10

11

11

12

12

12

12

13

13

13

14

14

15

15

16418

17933

10

11

12

12

12

13

13

13

14

14

15

15

15

16

17934

19506

11

12

12

13

13

13

14

14

14

15

15

16

16

16

19507

21369

11

12

13

13

14

14

14

15

15

15

16

16

17

17

21370

22822

12

13

13

14

14

15

15

15

16

16

17

17

18

18

22823

24564

12

13

14

14

15

15

16

16

16

16

17

18

18

19

24565

26361

13

14

14

15

15

16

16

17

17

17

18

18

19

19

26362

28214

13

14

15

15

16

16

17

17

18

18

18

19

20

20

28215

30120

14

15

15

16

17

17

18

18

18

18

19

20

20

21

30121

32080

14

15

16

17

17

18

18

19

19

19

19

21

21

22

32081

34094

15

16

17

17

18

18

19

19

20

20

20

21

22

23

34095

36161

15

16

17

18

18

19

19

20

20

20

21

22

23

23

36162

38280

16

17

18

18

19

20

20

21

21

21

22

23

23

24

38281

40451

16

17

18

19

20

20

21

21

21

22

22

23

24

25

40452

42674

17

18

19

20

20

21

21

22

22

22

23

24

25

26

42675

44948

17

18

19

20

21

21

22

22

22

23

24

25

26

26

44949

47273

18

19

20

21

21

22

23

23

23

24

24

26

26

27

47274

49649

18

20

20

21

22

23

23

24

24

24

25

26

27

28

49650

52075

19

20

21

22

23

23

24

24

24

25

26

27

28

29

52076

54552

19

21

22

22

23

24

24

25

25

26

26

27

29

29

54553

57078

20

21

22

23

24

24

25

26

25

26

27

29

29

30

57079

59653

20

22

23

24

24

25

26

26

26

27

28

29

30

31

59654

62278

21

22

23

24

25

26

26

27

27

28

29

30

31

32

62279

64951

21

23

24

25

26

26

27

28

28

28

29

31

31

32

64952

67673

22

23

24

25

26

27

28

28

28

29

30

31

32

33

67674

70444

22

24

25

26

27

28

28

29

29

30

31

32

33

34

70445

73262

23

24

25

26

27

28

29

30

30

31

31

33

34

35

73263

76128

23

25

26

27

28

29

30

30

30

31

32

34

35

35

76129

79042

24

25

27

28

29

29

30

31

31

32

33

34

35

36

79043

82003

24

26

27

28

29

30

31

32

32

33

33

35

36

37

82004

85011

26

27

29

30

31

32

33

33

34

35

36

37

38

39

85012

88066

26

28

29

31

32

32

33

34

34

35

36

38

39

40

Примечание — Стоимость основных производственных фондов приведены в ценах 1986 г.

В таблице Б.3 произведен перерасчет цен 1986 г. на цены 2003 г.

Коэффициент перерасчета — 14.

Таблица Б.3 — Нормативы численности ИТР и служащих по функциям ремонтное обслуживание

            — Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тыс. руб.

— Количество технологических установок

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

70000

77069

6

6

6

6

7

7

7

7

7

7

8

8

8

8

77070

90495

6

6

7

7

7

7

7

8

8

8

8

8

9

9

90496

104845

6

7

7

7

8

8

8

8

8

9

9

9

9

10

104846

120105

7

7

8

8

8

8

9

9

9

9

10

10

10

10

120106

136247

7

8

8

9

9

9

9

10

10

10

10

11

11

11

136248

153271

8

8

9

9

9

10

10

10

10

11

11

11

12

12

153272

171135

8

9

9

10

10

10

11

11

11

11

12

12

12

13

171136

189895

9

9

10

11

11

11

11

12

12

12

12

13

13

13

189896

209467

9

10

10

11

11

12

12

12

12

13

13

13

14

14

209468

229851

10

11

11

12

12

12

12

13

13

13

14

14

15

15

229852

251075

10

11

12

12

12

13

13

13

14

14

15

15

15

16

251076

273097

11

12

12

13

13

13

14

14

14

15

15

16

16

16

273098

299179

11

12

13

13

14

14

14

15

15

15

16

16

17

17

299180

319521

12

13

13

14

14

15

15

15

16

16

17

17

18

18

319522

343909

12

13

14

14

15

15

16

16

16

16

17

18

18

19

343910

369067

13

14

14

15

15

16

16

17

17

17

18

18

19

19

369068

395009

13

14

15

15

16

16

17

17

18

18

18

19

20

20

395010

421693

14

15

15

16

17

17

18

18

18

18

19

20

20

21

421694

449133

14

15

16

17

17

18

18

19

19

19

19

21

21

22

449134

477329

15

16

17

17

18

18

19

19

20

20

20

21

22

23

477330

506267

15

16

17

18

18

19

19

20

20

20

21

22

23

23

506268

535933

16

17

18

18

19

20

20

21

21

21

22

23

23

24

535934

566327

16

17

18

19

20

20

21

21

21

22

22

23

24

25

566328

597449

17

18

19

20

20

21

21

22

22

22

23

24

25

26

597450

629285

17

18

19

20

21

21

22

22

22

23

24

25

26

26

629286

661835

18

19

20

21

21

22

23

23

23

24

24

26

26

27

661836

695099

18

20

20

21

22

23

23

24

24

24

25

26

27

28

695100

729063

19

20

21

22

23

23

24

24

24

25

26

27

28

29

729064

763741

19

21

22

22

23

24

24

25

25

26

26

27

29

29

763742

799105

20

21

22

23

24

24

25

26

25

26

27

29

29

30

799106

835155

20

22

23

24

24

25

26

26

26

27

28

29

30

31

835156

871905

21

22

23

24

25

26

26

27

27

28

29

30

31

32

871906

909327

21

23

24

25

26

26

27

28

28

28

29

31

31

32

909328

947435

22

23

24

25

26

27

28

28

28

29

30

31

32

33

947436

986229

22

24

25

26

27

28

28

29

29

30

31

32

33

34

986230

1025681

23

24

25

26

27

28

29

30

30

31

31

33

34

35

1025682

1065805

23

25

26

27

28

29

30

30

30

31

32

34

35

35

1065806

1106601

24

25

27

28

29

29

30

31

31

32

33

34

35

36

1106602

1148055

24

26

27

28

29

30

31

32

32

33

33

35

36

37

1232938

1276365

26

27

29

30

31

32

33

33

34

35

36

37

38

39

1276366

1320437

26

28

29

31

32

32

33

34

34

35

36

38

39

40

Б.5 Нормативы численности служащих механоремонтной службы в зависимости от численности служащих по обслуживанию и ремонту оборудования и среднегодовой стоимости основных производственных фондов приведены в таблице Б.4 [41].

Таблица Б.4 — Нормативы численности служащих по обслуживанию и ремонту оборудования

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, млн. руб.

Численность рабочих, занятых ремонтом оборудования, по штатному расписанию, чел.

до 100

101-200

201-300

301-400

401-500

более 500

Нормативы численности, чел.

до 500,0

2

4

9

16

23

30

500,1-1000,0

4

6

11

18

25

32

1000,1-2000,0

6

8

13

20

27

34

2000,1-4000,0

8

10

15

22

29

36

4000,1-6000,0

10

12

17

24

31

38

6000,1-8000,0

12

14

19

26

33

40

8000,1-10000,0

14

16

21

28

35

42

10000,1-12000,0

16

18

23

30

37

44

более 12000

18

20

25

32

39

46

Б.6 Нормативы численности служащих по функции «Механоремонтное обеспечение» приведены в таблице Б.5 [41].

Выполнение функции осуществляет служба главного механика или группа специалистов по механоремонтному обеспечению.

Таблица Б.5 — Нормативы численности служащих по функции «Механоремонтное обеспечение»

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, млн. руб.

Численность рабочих, занятых ремонтом оборудования, по штатному расписанию, чел.

до 100

101-200

201-300

301-400

401-500

более 500

Нормативы численности, чел.

до 500,0

2,0

2,2

2,5

2,9

3,4

40,0

500,1-1000,0

3,0

3,2

3,8

4,3

4,8

5,5

1000,1-2000,0

4,0

4,2

5,1

5,7

6,2

7,0

2000,1-4000,0

5,0

5,2

6,4

7,1

7,6

8,5

4000,1-6000,0

6,0

6,2

7,7

8,5

9,0

10,0

6000,1-8000,0

7,0

7,2

9,0

9,9

10,4

11,5

8000,1-10000,0

8,0

8,2

10,3

11,3

11,8

13,0

10000,1-12000,0

9,0

9,2

11,6

12,7

13,2

14,5

более 12000

10,0

10,2

12,9

14,1

14,6

16,0

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ РЕМОНТНОГО ПЕРСОНАЛА МЕХАНОРЕМОНТНОЙ СЛУЖБЫ

Определение численности персонала механоремонтной службы проводится на основании «Норм времени по направлениям деятельности специалистов службы главного механика завода».

Расчёт нормативной численности специалистов механоремонтной службы определяется по формуле:

,

где — численность ремонтного персонала механоремонтной службы, чел.;

— суммарная годовая трудоёмкость по всем видам выполняемых работ, чел.-час.;

— среднегодовая трудоёмкость ремонтов технологического оборудования, чел.-ч.;

— среднегодовая трудоёмкость ремонта резервуаров, чел.-ч.;

— среднегодовая трудоёмкость ремонтов машинного оборудования, чел.-ч.;

— номинальный годовой фонд рабочего времени одного работника службы главного механика, час.

Согласно ОНТП-86, (1) принимается равной — 2070 час.

— коэффициент, учитывающий время на отдых и личные надобности в соответствии с методическими рекомендациями «Определение нормативов на отдых и личные надобности» (2) составляет 10% от общего времени выполнения всех элементных работ, выполняемых персоналом службы главного механика, 0,1.

Рекомендуемая численность персонала механоремонтной службы представлена в таблице Б.6.

Таблица Б.6 — Рекомендуемая численность персонала механоремонтной службы [40]

Суммарная годовая трудоемкость работ по ремонту оборудования, тыс. чел.-час

Общая численность МРС

<100

до 5

100-250

6-9

250-500

10-16

500-1000

17-27

1000-2500

28-43

2500-5000

44-66

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ ГОДОВОЙ ТРУДОЕМКОСТИ ПО ВСЕМ ВИДАМ ВЫПОЛНЯЕМЫХ РАБОТ

Суммарная годовая трудоемкость по всем видам выполняемых работ определяется по формуле:

,

где — среднегодовая трудоемкость ремонтов оборудования завода, чел.-ч.;

— среднегодовая трудоемкость ремонтов технологического оборудования, чел.-ч.;

— среднегодовая трудоемкость ремонтов машинного оборудования, чел.-ч.;

— среднегодовая трудоемкость ремонтов резервуаров, чел.-ч.;

Среднегодовая трудоемкость ремонтов технологического оборудования определяется по формуле:

,

где — среднегодовая трудоемкость -ого вида оборудования, чел.-ч.;

— количество -ого вида оборудования, шт.;

,

где — трудоемкость капитального ремонта -ого вида оборудования, чел.-ч.;

— количество средних ремонтов в ремонтном цикле -ого вида оборудования;

— количество текущих ремонтов в ремонтном цикле -ого вида оборудования;

— продолжительность ремонтного цикла -ого вида оборудования, лет.

Расчет среднегодовой трудоемкости представлен в таблице.

МЕХАНОРЕМОНТНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1. Ремонт технологического и вспомогательного оборудования Производства N 1

Наименование профессий: слесарь по ремонту технологических установок, электрогазосварщик, станочник широкого профиля и др.

Основание, стр

N п п

Наименование оборудования

Ед. изм.

Количе-
ство обору-
дования, всего

Структура ремонтного цикла

Длит, рем. цикла, год

Кол-во ремонтов в расчете на год

Кат. трудо- кости ремонта

Норма трудоемкости ед-цы оборудования по видам ремонта, чел.-ч

Нормативная трудоёмкость в расчете на год, чел.-ч

ТР

СР

КР

ТР

СР

КР

ТР

СР

КР

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

П ППР, с.145

Значение условной единицы категории трудоёмкости ремонта, чел.-ч.

3,0

8,0

10,0

УСК-1

1.

Насосы:

П ППР, с.156

НК 560/180

шт.

6

К-3Т-2С-К

3

1

0,7

0,33

6

18

48

60

108,0

192,0

120,0

420,0

«

НК 560/180

«

2

К-6Т-5С-К

3

2

1,7

0,33

6

18

48

60

72,0

160,0

40,0

272,0

«

НК 560/120

«

2

К-3Т-2С-К

3

1

0,7

0,33

6

18

48

60

36,0

64,0

40,0

140,0

«

НК 560/120

«

4

К-6Т-5С-К

3

2

1,7

0,33

6

18

48

60

144,0

320,0

80,0

544,0

«

Т2 16/63Д1

«

2

К-3Т-2С-К

3

1

0,7

0,33

6

18

48

60

36,0

64,0

40,0

140,0

«

ТКА 63/125сГ

«

2

К-4Т-ЗС-К

3

1,333

1,0

0,33

6

18

48

60

48,0

96,0

40,0

184,0

«

НК-560/335-180

«

1

К-3Т-2С-К

3

1

0,7

0,33

6

18

48

60

18,0

32,0

20,0

70,0

«

НК-560/335-120

«

3

К-6Т-5С-К

3

2

1,7

0,33

6

18

48

60

108,0

240,0

60,0

408,0

«

НК-560/335-70

«

2

К-6Т-5С-К

3

2

1,7

0,33

3

9

24

30

36,0

80,0

20,0

136,0

«

НК 65/35-240

«

1

К-6Т-5С-К

3

2

1,7

0,33

6

18

48

60

36,0

80,0

20,0

136,0

АХП 4531Д1

«

1

К-6Т-5С-К

12

1

0,4

0,08

2

6

16

20

6,0

6,4

1,7

14,1

СТОР, с.477

2.

Общеобменная вытяжная система

«

до 5 в/приёмн., осев. вент.

шт.

30

К-7Т-К

4

0,88

0,13

42,5

144,5

1115,6

541,9

1657,5

«

до 5 в/приёмн., центр. вент.

«

2

К-7Т-К

4

0,88

0,13

50

170

87,5

42,5

130,0

СТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

11

К-9Т-К

10

0,90

0,10

70

230

693,0

253,0

946,0

«

до 15 в/выпускн. устр.

«

12

К-9Т-К

10

0,90

0,10

100

330

1080,0

396,0

1476,0

«

до 20 в/выпускн. устр.

«

4

К-9Т-К

10

0,90

0,10

160

540

576,0

216,0

792,0

П ППР, с.153

4.

Аппараты воздушного охлаждения

«

АВЗ-20-2,5-Б1-ТЗ/6-4-6

шт.

15

К-16Т-15С-К

16

1

0,9

0,1

19

5,7

57

57

85,5

855,0

51,3

991,8

«

АВЗ-9Ж-25-Б1/8-4-6

«

5

К-16Т-15С-К

16

1

0,9

0,1

19

5,7

57

57

28,5

285,0

28,5

342,0

Регламент, с.87

5.

Кран ручной подв однобалочный 3,2 т

шт.

2

К-5Т-К

6

0,83

0,16

21,99

44,0

44,0

«

6.

Таль ручная 5 т

шт.

5

К-5Т-К

6

0,83

0,16

26,32

131,6

131,6

«

7.

Таль ручн. передв. 1 т

шт.

3

К-5Т-К

6

0,83

0,16

17,61

52,8

52,8

П ППР, с.150

8.

Колонны

шт.

5

К-7Т-К

8

0,9

0,1

26

78

260

341,3

162,5

503,8

П ППР, с.151

9.

Теплообменники

шт.

15

К-7Т-К

8

0,9

0,1

12

36

120

472,5

225,0

697,5

П ППР, с.153

10.

Ёмкости 50 м

шт.

8

К-7Т-К

8

0,9

0,1

2

6

42,0

42,0

«

» 20 м

шт.

4

К-7Т-К

8

0,9

0,1

1

3

10,5

10,5

«

11.

Возд. рессивер 200 м

шт.

1

К-7Т-К

8

0,9

0,1

5

15

13,1

13,1

П ППР, с.154

12.

Технологические печи

шт.

5

К-7Т-К

8

0,9

0,1

63

189

630

826,9

393,8

1220,6

Система ТО

13.

Технологические трубопроводы:

и ТР, с.498

Ду 50 внутр.

м

2000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

7

30

65,3

36,0

101,3

«

Ду 50 наруж.

«

2000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

112,0

60,0

172,0

«

Ду 80 внутр.

«

500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

10

40

23,3

12,0

35,3

«

Ду 100 внутр.

«

2100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

15

55

147,0

69,3

216,3

«

Ду 100 наруж.

«

700

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

81,7

39,9

121,6

«

Ду 150 внутр.

«

2600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

17

70

206,3

109,2

315,5

«

Ду 150 наруж.

«

800

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

112,0

57,6

169,6

«

Ду 200 внутр.

«

4300

К-7Т-К

15

0,5

0,06

22

90

441,5

232,2

673,7

«

Ду 200 наруж.

«

2000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

40

150

373,3

180,0

553,3

«

Ду 300 внутр.

«

5600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

32

130

836,3

436,8

1273,1

«

Ду 300 наруж.

«

1000

K-7T-K

15

0,5

0,06

60

220

280,0

132,0

412,0

«

Ду 400 внутр.

«

600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

32

130

89,6

46,8

136,4

«

Ду 400 наруж.

«

5000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

250

1400,0

750,0

2150,0

«

Ду 500 наруж.

«

900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

80

300

336,0

162,0

498,0

«

Ду 1020 наруж.

«

900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

100

350

420,0

189,0

609,0

П ППР, с.162

14.

Задвижки:

«

стальн. Ду 50

шт.

192

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

276,5

230,4

506,9

«

эл. привод. Ду50хРу16

«

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

23,0

19,2

42,2

«

Ду 80

«

11

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

18,5

15,4

33,9

«

стальн. Ду 100

«

128

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

276,5

230,4

506,9

«

эл. привод. Ду100хРу16

«

11

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

52,8

44,0

96,8

«

эл. привод. Ду100хРу40

«

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

28,8

24,0

52,8

«

стальн. Ду 150

«

166

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

517,9

431,6

949,5

«

эл. привод. Ду150хРу16

«

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

28,8

24,0

52,8

«

стальн. Ду 200

«

101

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

387,8

323,2

711,0

«

эл. привод. Ду200хРу16

«

17

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,7

8,1

27

110,2

91,8

202,0

«

стальн. Ду 300

«

75

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

360,0

300,0

660,0

«

эл. привод. Ду300хРу40

«

15

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

187,2

156,0

343,2

«

Ду 500

«

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,8

8,4

28

33,6

28,0

61,6

П ППР, с.162

15.

Предохранительные клапана Ду 200

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,5

4,5

15

36,0

30,0

66,0

«

ДУ 50

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

4,8

4,0

8,8

П ППР, с.162

16.

Обратные клапана Ду 150

шт.

15

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

18,0

15,0

33,0

«

Ду 300

шт.

20

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

33,6

28,0

61,6

«

Ду 400

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

8,4

7,0

15,4

С ТОР, с.500

17.

Регулирующие клапана D 150

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

7,5

30

60,0

60,0

120,0

«

Ду 100

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

6,3

25

50,4

50,0

100,4

«

ДУ 80

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,3

21

21,2

21,0

42,2

«

ДУ 50

шт.

15

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,4

18

52,8

54,0

106,8

Итого нормативная трудоёмкость по УСК-1

13759,9

2474,4

7491,9

23726,1

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

11495,6

1951,0

6564,5

20011,0

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

7556,1

1951,0

3970,7

13477,8

УСК-2

П ППР, с.156

1.

Насосы:

«

НК 560/120А

шт.

4

К-6Т-5С-К

3

2

1,7

0,33

6

18

48

60

144,0

320,0

80,0

544,0

«

НК 560/180А

«

4

К-3Т-2С-К

3

1

0,7

0,33

6

18

48

60

72,0

128,0

80,0

280,0

«

НК 65/125

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

0,75

0,5

0,25

3

9

24

30

13,5

24,0

15,0

52,5

«

НД-2.5 100/10К14

«

1

К-4Т-3С-К

4

0,75

0,5

0,25

3

9

24

30

6,8

12,0

7,5

26,3

«

АХП 45/31

«

2

К-6Т-5С-К

3

1

0,7

0,33

2

6

16

20

12,0

21,3

13,3

46,7

СТОР, с.477

2.

Общеобменная вытяжная система

«

до 5 в/приёмн., осев. вент.

шт.

9

K-7T-K

4

0,88

0,13

42,5

144,5

334,7

162,6

497,3

«

до 10 в/приёмн. центр. вент.

«

2

К-7Т-К

4

0,88

0,13

50

170

87,5

42,5

130,0

СТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

5

К-9Т-К

10

0,45

0,05

70

230

157,5

57,5

215,0

«

до 15 в/выпускн. устр.

«

2

К-9Т-К

10

0,45

0,05

100

330

90,0

33,0

123,0

П ППР, с.153

4.

Аппараты воздушного охлаждения

«

АВ3-20-Ж-25-Б1-ТЗ/6-4-6

шт.

6

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

34,2

320,6

21,4

376,2

«

АВГ9-Ж-25-Б1-В2Т/8-4-4

шт.

3

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

17,1

160,3

10,7

188,1

«

АВГ9-Ж-25-Б1-В2Т/6-2-6

шт.

2

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

11,4

106,9

7,1

125,4

Регламент, с.87

5.

Кран ручной подв. однобалочный 5 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,16

26,32

26,3

26,3

«

Кран ручной подв. однобалочный 2 т

«

1

К-5Т-К

6

0,83

0,16

17,61

17,6

17,6

«

6.

Таль ручная 1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,16

17,61

17,6

17,6

П ППР, с.150

7.

Колонны

шт.

2

К-7Т-К

8

0,88

0,125

26

78

260

136,5

65,0

201,5

П ППР, с.151

8.

Теплообменники

шт.

7

К-7Т-К

8

0,88

0,125

12

36

120

220,5

105,0

325,5

П ППР, с.153

9.

Ёмкости 50 м

шт.

5

К-7Т-К

8

0,88

0,125

2

6

20

26,3

12,5

38,8

«

            »   20 м

шт.

4

К-7Т-К

8

0,88

0,125

1

3

10

10,5

5,0

15,5

П ППР, с.154

10.

Технологические печи

шт.

4

К-7Т-К

8

0,88

0,125

63

189

630

661,5

315,0

976,5

Сист. ТО

11.

Технологические трубопроводы

и ТР, с.498

Ду 50 внутр.

м

1650

К-7Т-К

15

0,5

0,06

7

30

53,9

29,7

83,6

«

Ду 50 наруж.

м

1050

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

58,8

31,5

90,3

«

Ду 80 внутр.

«

500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

10

40

23,3

12,0

35,3

«

Ду 100 внутр.

«

2100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

15

55

147,0

69,3

216,3

«

Ду 100 наруж.

«

700

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

81,7

39,9

121,6

«

Ду 150 внутр.

«

1900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

17

70

150,7

79,8

230,5

«

Ду 150 наруж.

«

800

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

112,0

57,6

169,6

«

Ду 200 внутр.

«

600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

22

90

61,6

32,4

94,0

«

Ду 200 наруж.

«

900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

40

150

168,0

81,0

249,0

«

Ду 300 внутр.

«

600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

32

130

89,6

46,8

136,4

«

Ду 300 наруж.

«

2000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

220

560,0

264,0

824,0

«

Ду 400 внутр.

«

600

К-7Т-К

16

0,5

0,06

32

130

89,6

46,8

136,4

«

Ду 400 наруж.

«

1400

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

250

392,0

210,0

602,0

«

Ду 500 наруж.

«

900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

80

300

336,0

162,0

498,0

«

Ду 1020 наруж.

«

900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

100

350

420,0

189,0

609,0

П ППР, с.162

12.

Задвижки:

«

стальн. Ду 50

шт.

202

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

290,9

242,4

533,3

«

эл. привод. Ду 50хРу16

«

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

15,4

12,8

28,2

«

эл. привод. Ду 50хРу40

«

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,9

5,7

19

18,2

15,2

33,4

«

стальн. Ду 80

«

38

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

63,8

53,2

117,0

«

эл. привод. Ду 80хРу16

«

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

25,9

21,6

47,5

«

стальн. Ду 100

«

145

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

313,2

261,0

574,2

«

эл. привод. Ду 100хРу40

«

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

28,8

24,0

52,8

«

стальн. Ду 150

«

146

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

455,5

379,6

835,1

«

эл. привод. Ду 150хРу16

«

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

11,5

9,6

21,1

«

стальн. Ду 200

«

20

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

76,8

64,0

140,8

«

эл. привод. Ду 200хРу16

«

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,7

8,1

27

13,0

10,8

23,8

«

стальн. Ду 300

«

36

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

172,8

144,0

316,8

«

эл. привод. Ду 300хРу16

«

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

76,8

64,0

140,8

«

эл. привод. Ду 300хРу40

«

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

174,7

145,6

320,3

«

Ду 500

«

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,8

8,4

28

26,9

22,4

49,3

П ППР, с.162

13.

Предохранительные клапаны Ду 200

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,5

4,5

15

14,4

12,0

26,4

«

14.

Обратные клапана

«

ДУ 150

шт.

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

9,6

8,0

17,6

«

Ду 300

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

10,1

8,4

18,5

«

Ду 400

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

6,7

5,6

12,3

Система ТО

15.

Регугирующие клапана

и ТР, с.500

ДУ 50

шт.

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,4

18

28,2

28,8

57,0

«

ДУ 80

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,3

21

254

25,2

50,6

«

ДУ 151

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

7,5

30

24,0

24,0

48,0

Итого нормативная трудоёмкость по УСК-2

6724,3

1093,1

3967,1

11784,5

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

6381,1

920,6

3798,7

11100,4

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

4185,7

920,6

2397,1

7503,4

АКС

1.

Насосы:

П ППР, с.156

CERNA 80-65-160

шт.

3

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

2

6

16

20

18,0

36,0

15,0

69,0

«

Компрессоры

П ППР, с.159

2.

2ВМ4-12/65

3

К-3Т-2С-К

3

1

0,667

0,333

26

78

208

260

234,0

416,0

260,0

910,0

«

2ВМ2.5-5/221

шт.

1

К-3Т-2С-К

3

1

0,67

0,33

26

78

208

260

78,0

138,7

86,7

303,3

Регламент, с.87

3.

Кран ручной подв. однобалочный 3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,16

26,32

26,3

26,3

П ППР, с.153

4.

Газгольдер (св. 100 м)

шт.

6

К-7Т-К

8

0,9

0,125

5

15

50

78,8

37,5

116,3

СТОР, с.477

5.

Приточная система

«

до 5 в/приёмников

шт.

1

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

22,5

8,5

31,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

70

230

126,0

46,0

172,0

СТОР, с.477

6.

Общеобменная вытяжная система

«

до 5 в/приёмн., центр. вент.

шт.

2

К-7Т-К

4

0,88

0,13

50

170

87,5

42,5

130,0

П ППР, с.153

7.

Аппараты воздушного охлаждения

шт.

3

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

17,1

160,3

10,7

188,1

СТОР, с.438

8.

Установка разделения воздуха

шт.

1

К-8Т-К

8

1

0,13

400

1300

400,0

162,5

562,5

П ППР, с.153

9.

Ёмкости 10-20 м

шт.

4

К-7Т-К

8

0,9

0,125

1

3

10

10,5

5,0

15,5

СТОР, с.440

10.

Турбодетандор

шт.

1

К-9Т-К

5

1,8

0,2

80

280

144,0

56,0

200,0

Система ТО

11.

Технологические трубопроводы

и ТР, с.498

Ду 50 внутр.

м

480

К-7Т-К

15

0,5

0,06

7

30

15,7

8,6

24,3

«

Ду 50 наруж.

«

5600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

313,6

168,0

481,6

«

Ду 80 внутр.

«

400

К-7Т-К

15

0,5

0,06

10

40

18,7

9,6

28,3

«

Ду 80 наруж.

«

5200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

18

70

436,8

218,4

655,2

«

Ду 100 внутр.

«

120

К-7Т-К

15

0,5

0,0,6

15

55

8,4

4,0

12,4

«

Ду 100 наруж.

«

320

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

37,3

18,2

55,6

«

Ду 150 внутр.

«

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

17

70

15,9

8,4

24,3

«

Ду 150 наруж.

«

240

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

33,6

17,3

50,9

П ППР, с.162

12.

Задвижки:

«

стальн. Ду 50

шт.

62

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

133,9

111,6

245,5

«

эл. привод. Ду 50хРу64

«

17

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,2

6,6

22

89,8

74,8

164,6

«

стальн. Ду 80

«

59

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,1

3,3

11

155,8

129,8

285,6

«

эл. привод. Ду 80хРу64

«

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

46,1

38,4

84,5

«

Ду 100

«

43

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

144,5

120,4

264,9

«

ДУ 150

«

38

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

164,2

136,8

301,0

П ППР, с.162

13.

Предохранительные клапана

«

ДУ 25

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

3,6

3,0

6,6

«

ДУ 50

«

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

12,0

10,0

22,0

«

Ду 100

«

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,8

2,4

8

11,5

9,6

21,1

«

ДУ 150

«

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,2

3,6

12

34,6

28,8

63,4

П ППР, с.162

16.

Обратные клапана Ду 50

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

4,8

4,0

8,8

«

ДУ 80

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

2,2

1,8

4,0

«

Ду 100

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

0,7

0,6

1,3

С ТОР, с.500

17.

Регулирующие клапана Ду 150

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

7,5

30

6,0

6,0

12,0

«

Ду 100

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

6,3

25

15,1

15,0

30,1

«

ДУ 80

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,3

21

4,2

4,2

8,4

«

ДУ 50

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,4

18

31,7

32,4

64,1

«

ДУ 15

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,4

18

31,7

32,4

64,1

Итого нормативная трудоёмкость по АКС

3014,9

751,0

1942,5

5708,3

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2738,7

285,8

1616,5

4641,0

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2034,7

285,8

1138,7

3459,2

ВКС

1.

Насосы:

П ППР, с.156

ВК116А-У2

шт.

1

К-4Т-С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

8

10

3,0

6,0

2,5

11,5

П ППР, с.156

К 45-ЗОА

шт.

3

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

8

10

9,0

18,0

7,5

34,5

«

2.

Компрессоры

П ППР, с.159

ВПЗ-20/9 ухл-4

шт.

4

К-8Т-3С-К

3

2,667

1

0,33

25

75

200

250

800,0

800,0

333,3

1933,3

Регламент, с.87

3.

Кран ручной подв. однобалочный 2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,16

17,61

17,6

17,6

СТОР, с.477

4.

Приточная система

«

до 5 в/приёмников

шт.

1

К-9Т-К

10

0,5

0,1

50

170

22,5

8,5

31,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

2

К-9Т-К

10

0,5

0,1

70

230

63,0

23,0

86,0

С ТОР, с.440

5.

Установка очистки воздуха от влаги

шт.

1

К-8Т-К

8

1,0

0,1

70

250

70,0

31,3

101,3

П ППР, с.153

6.

Воздухосборник

шт.

5

К-7Т-К

8

0,9

0,1

1

3

10

13,1

6,3

19,4

П ППР, с.153

7.

Ёмкости

шт.

2

К-7Т-К

8

0,9

0,1

2

6

20

10,5

5,0

15,5

П ППР, с.151

8.

Теплообменник

шт.

1

К-7Т-К

8

0,9

0,1

8

24

80

21,0

10,0

31,0

«

9.

Влагоотделитель

шт.

1

К-7Т-К

8

0,9

0,1

8

24

80

21,0

10,0

31,0

Система ТО

10.

Технологические трубопроводы

и ТР, с.498

Ду 50 внутр.

м

480

К-7Т-К

15

0,5

0,06

7

30

15,7

8,6

24,3

«

Ду 50 наруж.

«

5600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

313,6

168,0

481,6

«

Ду 80 внутр.

«

400

К-7Т-К

15

0,5

0,06

10

40

18,7

9,6

28,3

«

Ду 80 наруж.

«

5200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

18

70

436,8

218,4

655,2

«

Ду 100 внутр.

«

120

К-7Т-К

15

0,5

0,06

15

55

8,4

4,0

12,4

«

Ду 100 наруж.

«

320

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

37,3

18,2

55,6

«

Ду 50 внутр.

«

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

17

70

15,9

8,4

24,3

«

Ду 150 наруж.

«

240

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

33,6

17,3

50,9

П ППР, с.162

9.

Задвижки:

«

ДУ 50

шт.

68

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

97,9

81,6

179,5

«

ДУ 80

«

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

61,4

51,2

112,6

«

Ду 100

«

46

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

7,8

26

287,0

239,2

526,2

«

ДУ 150

«

22

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,6

10,8

36

190,1

158,4

348,5

П ППР, с.162

10.

Предохранительные клапана

«

ДУ 50

шт.

15

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

18,0

15,0

33,0

«

Ду 100

«

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,8

2,4

8

9,6

8,0

17,6

«

16.

Обратные клапана Ду 100

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

5,0

4,2

9,2

«

ДУ 250

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

1,7

1,4

3,1

Итого нормативная трудоёмкость по ВКС

2601,5

824,0

1448,9

4874,3

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2318,6

572,6

1331,8

4223,0

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

1614,6

572,6

873,8

3061,0

БИИ и УПП

1.

Насосы:

П ППР, с.156

НК65/35-240Г-1в-С

«

2

К-6Т-5С-К

3

2

1,67

0,33

6

18

48

60

72,0

160,0

40,0

272,0

«

НК65/125Г-2г-С

«

2

К-4Т-3С-К

4

0,75

0,50

0,25

3

9

24

30

13,5

24,0

15,0

52,5

«

НК65/125Г-1б-С

«

8

К-6Т-5С-К

3

2

1,67

0,33

3

9

24

30

144,0

320,0

80,0

544,0

П ППР, с.157

НРЛ 20/25 С2У2

«

6

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,67

0,33

4

12

32

40

144,0

320,0

80,0

544,0

П ППР, с.156

КС 20/50

«

5

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

2

6

16

20

30,0

60,0

25,0

115,0

П ППР, с.157

ДП 2500/10

«

3

К-4Т-3С-К

4

0,75

0,50

0,25

4

12

32

40

27,0

48,0

30,0

105,0

П ППР, с.156

ЦНС1МТ32Х2

«

4

К-4Т-3С-К

4

0,75

0,50

0,25

2

6

16

20

18,0

32,0

20,0

70,0

«

НВЕ 50/50

«

1

К-6Т-5С-К

3

2

1,67

0,33

1

3

8

10

6,0

13,3

3,3

22,7

«

НК 210/200Г-16-С

«

20

К-6Т-5С-К

4

1,5

1,25

0,25

6

18

48

60

540,0

1200,0

300,0

2040,0

«

НК 200/370Г-1г-С

«

9

К-6Т-5С-К

3

2

1,67

0,33

6

18

48

60

324,0

720,0

180,0

1224,0

П ППР, с.153

2.

Аппараты воздушного охлаждения

«

АВГ-20-Ж-1,6-

шт.

33

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

188,1

1763,4

117,6

2069,1

«

АВЗД-20-2,5-СБ1 В2Т/4-1-8

«

8

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

45,6

427,5

28,5

501,6

«

1АВГ-20-20-2,5-СБ1- В2Т/4-2-4

«

2

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

11,4

106,9

7,1

125,4

«

АВГ-9-

«

4

К-16Т-15С-К

16

1,0

0,9

0,06

19

5,7

57

57

22,8

213,8

14,3

250,8

СТОР, с.477

2.

Общеобменная вытяжная система

«

до 10 в/приёмн, центр. вент.

9

К-7Т-К

4

1,75

0,25

50

170

787,5

382,5

1170,0

«

3.

Приточная система

«

до 10 в/выпускн устр.

шт.

18

К-9Т-К

10

0,45

0,05

70

230

567,0

207,0

774,0

Регламент, с.87

4.

Кран электр. подв. однобалочный 2 т

шт.

3

К-5Т-К

6

0,83

0,16

17,61

52,8

52,8

«

5.

Кран ручной подв. однобалочный 2 т

шт.

3

К-5Т-К

6

0,83

0,16

17,61

52,8

52,8

П ППР, с.151

6.

Колонны

ШТ.

8

К-7Т-К

8

0,88

0,13

39

117

390

819,0

390,0

1209,0

П ППР, с.152

7.

Испарители d1200

шт.

8

К-7Т-К

8

0,88

0,13

11

33

110

231,0

110,0

341,0

«

8.

Теплообменники

шт.

5

К-7Т-К

8

0,88

0,13

6

18

60

78,8

37,5

116,3

«

9.

Холодильники

шт.

10

К-7Т-К

8

0,88

0,13

6

18

60

157,5

75,0

232,5

П ППР, с.154

10.

Резервуар 1000 м

шт.

5

К-Т-К

4

0,25

0,25

90

270

337,5

337,5

П ППР, с.153

11.

Емкость 40-50 м

шт.

15

К-7Т-К

8

0,88

0,13

3

9

30

118,1

56,3

174,4

Система ТО

12.

Технологические трубопроводы

и ТР, с.498

Ду 50 внутр.

м

3600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

7

30

117,6

64,8

182,4

«

Ду 50 наруж.

«

472

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

26,4

14,2

40,6

«

Ду 80 внутр.

«

2700

К-7Т-К

15

0,5

0,06

10

40

126,0

64,8

190,8

«

Ду 80 наруж.

«

530

К-7Т-К

15

0,5

0,06

18

70

44,5

22,3

66,8

«

Ду 100 внутр.

«

2200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

15

55

154,0

72,6

226,6

«

Ду 100 наруж.

«

451

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

52,6

25,7

78,3

«

Ду 150 внутр.

«

1800

К-7Т-К

15

0,5

0,06

17

70

142,8

75,6

218,4

«

Ду 150 наруж.

«

250

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

35,0

18,0

53,0

«

Ду 200 внутр.

«

940

К-7Т-К

15

0,5

0,06

22

90

96,5

50,8

147,3

«

Ду 200 наруж.

«

340

К-7Т-К

15

0,5

0,06

40

150

63,5

30,6

94,1

«

Ду 250 внутр.

«

342

К-7Т-К

15

0,5

0,06

26

110

41,5

22,6

64,1

«

Ду 250 наруж.

«

120

К-7Т-К

15

0,5

0,06

50

200

28,0

14,4

42,4

«

Ду 300 внутр.

«

600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

32

130

89,6

46,8

136,4

«

Ду 300 наруж.

«

240

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

220

67,2

31,7

98,9

«

Ду 400 наруж.

«

630

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

250

176,4

94,5

270,9

«

Ду 500 наруж.

«

170

К-7Т-К

15

0,5

0,06

80

300

63,5

30,6

94,1

П ППР, с.162

13.

Задвижки:

«

стальн. Ду 50

шт.

65

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

93,6

78,0

171,6

«

эл. привод. Ду 50хРу16

«

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

23,0

19,2

42,2

«

эл. привод. Ду 50хРу40

«

96

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,9

5,7

19

437,8

364,8

802,6

«

стальн. Ду 80

шт.

390

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

655,2

546,0

1201,2

«

стальн. Ду 100

«

242

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

522,7

435,6

958,3

«

эл. привод. Ду 100хРу16

«

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

43,2

36,0

79,2

«

эл. привод. Ду 100хРу40

«

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

17,3

14,4

31,7

«

стальн. Ду 150

«

154

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

480,5

400,4

880,9

«

эл. привод. Ду 150хРу16

«

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

28,8

24,0

52,8

«

эл. привод. Ду 150хРу40

«

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,9

8,7

29

55,7

46,4

102,1

«

стальн. Ду 200

«

70

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

268,8

224,0

492,8

«

эл привод. Ду 200хРу16

«

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,7

8,1

27

19,4

16,2

35,6

«

эл. привод. Ду 200хРу40

«

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,5

10,5

35

100,8

84,0

184,8

«

Ду 300

шт.

7

К-4Т-К

5

08

0,2

2

6

20

33,6

28,0

61,6

«

Ду 500

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

7,8

26

31,2

26,0

57,2

П ППР, с.162

14.

Предохранительные клапана Ду 50

шт.

13

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

15,6

13,0

28,6

«

Ду 150

«

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,2

3,6

12

34,6

28,8

63,4

«

Ду 200

«

37

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,5

4,5

15

133,2

111,0

244,2

«

15.

Обратные клапана

«

Ду 100

шт.

59

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

42,5.

35,4

77,9

«

ДУ 150

«

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

9,6

8,0

17,6

Система ТОР, с.500

16.

Регулирующие клапана

шт.

75

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,3

21

318,0

315,0

633,0

Итого нормативная трудоёмкость по БИИ и УПП

9478,6

5408,9

5733,1

20620,5

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

8709,0

4722,1

5372,7

18803,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

7648,9

4555,3

4544,4

16748,6

Итого нормативная трудоёмкость по пр-ву N 1

35579,1

10551,4

20583,4

66713,9

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

31643,0

8452,0

18684,2

58779,2

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

23040,2

8285,2

12924,7

44250,0

Нормативная явочная численность, чел.

11,5

4,1

6,4

22,1

Расчетная списочная численность, чел.

13,8

5,0

7,7

26,5

в том числе на выполнение работ, %:

— слесарных 74%

19,6

— сварочных 4%

1,1

— станочных 19%

5,0

— прочих 3%

0,8

в т.ч. на действующие объекты пр-ва N 1

26,5

Примечание: 1. К нормативной трудоёмкости ремонтов машинного оборудования применён коэффициент использования оборудования (0,7)

2. Трудоемкость капитального ремонта технологического и вспомогательного оборудования откорректирована с учетом объемов работ, выполняемых собственными силами (в среднем 0,8).

Обоснование:

  1. 1. «Положение о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования газоперерабатывающих заводов МИНГАЗПРОМа», Баку, 1979 г. (П ППР)

  2. 2. «Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий», М.,1989 г. (С ТОР)

  3. 3. «Регламенты обслуживания газоперерабатывающего оборудования основного и вспомогательного назначения», Тюмень, 1990 г. (Регламент)

    2. Ремонт технологического и вспомогательного оборудования Производства N 2

    Наименование профессий: слесарь по ремонту технологических установок, электрогазосварщик, газорезчик, станочник широкого профиля и др.

    Основание, стр.

    N п.п.

    Наименование оборудования

    Ед. изм.

    Количе-
    ство обору-
    дования, всего

    Структура ремонтного цикла

    Длит. рем. цикла, год

    Кол-во ремонтов в расчете на год

    Категории трудоёмкости ремонта

    Норма трудоемкости ед-цы оборудования по видам ремонта, чел.-ч

    Нормативная трудоемкость в расчете на год, чел.-ч

    ТР

    СР

    КР

    ТР

    СР

    КР

    ТР

    СР

    КР

    Всего

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    11

    12

    13

    14

    15

    16

    17

    18

    П ППР, с.127

    Значение условной единицы категории трудоёмкости ремонта, чел.-ч.

    3,0

    8,0

    10,0

    УМТ

    П ППР, с.136

    1

    Колонна ректификации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    39

    117

    390

    58,5

    195,0

    253,5

    «

    2

    Стрипинг колонна

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    12

    36

    120

    18,0

    60,0

    78,0

    «

    3

    Колонна вторичной ректификации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    39

    117

    390

    58,5

    195,0

    253,5

    «

    4

    Колонна вторичной ректификации

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    17

    51

    170

    51,0

    170,0

    221,0

    «

    5

    Колонна предварительного испарения

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    12

    36

    120

    18,0

    60,0

    78,0

    П ППР, с.137

    6

    Теплообменник нагрева г/к ду800

    шт.

    10

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    60,0

    200,0

    260,0

    «

    7

    Теплообменник нагрева г/к ду600

    шт.

    24

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    44,0

    480,0

    624,0

    «

    8

    Теплообменник подогрева топл. газа ду1400

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    12

    36

    120

    18,0

    60,0

    78,0

    С ТОР, с.405

    9

    Воздухоподогреватель S нагрева=852 м

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    222

    554

    221,5

    553,8

    775,3

    П ППР, с.137

    10

    Подогреватель теплофикац. воды

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    П ППР, с.153

    11

    Аппарат воздушного охлаждения

    шт.

    45

    К-16Т-15С-К

    16

    1

    0,938

    0,063

    19

    5,7

    57

    57

    256,5

    2565,0

    160,3

    2981,8

    П ППР, с.140

    12

    Рефлюксная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    6,0

    20,0

    26,0

    «

    13

    Рефлюксная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    5

    15

    50

    7,5

    25,0

    32,5

    П ППР, с.139

    14

    Рессивер воздуха КИП

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    12,0

    40,0

    52,0

    «

    15

    Емкость теплофикационной воды

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    3,0

    10,0

    13,0

    П ППР, с.140

    16

    Емкость сброса на факел

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    6,0

    20,0

    26,0

    «

    17

    Дренажная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    3,0

    10,0

    13,0

    П ППР, с.139

    18

    Сепаратор топливного газа

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    «

    19

    Емкость пенообразователя

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    3,0

    10,0

    13,0

    «

    20

    Емкость циркулир. дизельного топлива

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    «

    21

    Емкость конденсата

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    «

    22

    Емкость водного конденсата

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    «

    23

    Емкость присадки дизельного топлива

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    П ППР, с.140

    24

    Рефлюксная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    «

    25

    Дренажная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    П ППР, с.128

    26

    Печь нагрева

    шт.

    9

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    150

    450

    1500

    2025,0

    6750,0

    8775,0

    Насосы:

    П ППР, с.144

    27

    1ЦГ12.5/50-4-2

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    «

    28

    НВ 50/50

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    9,0

    18,0

    7,5

    34,5

    «

    29

    НК 200/120

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    36,0

    72,0

    30,0

    138,0

    «

    30

    НК 210/200

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,333

    6

    18

    48

    60

    36,0

    64,0

    40,0

    140,0

    «

    31

    НК 210/200А

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    36,0

    72,0

    30,0

    138,0

    «

    32

    НК210/200Г

    шт.

    8

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,333

    6

    18

    48

    60

    144,0

    256,0

    160,0

    560,0

    «

    33

    НК 560/120А

    шт.

    6

    К-4Т-3С-К

    3

    1,333

    1

    0,333

    6

    18

    48

    60

    144,0

    288,0

    120,0

    552,0

    «

    34

    НК 560/180А

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,333

    6

    18

    48

    60

    36,0

    64,0

    40,0

    140,0

    «

    34

    НК 560/180А

    шт.

    4

    К-4Т-3С-К

    3

    1,333

    1

    0,333

    6

    18

    48

    60

    96,0

    192,0

    80,0

    368,0

    «

    35

    НК 65/125

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,333

    3

    9

    24

    30

    18,0

    32,0

    20,0

    70,0

    «

    36

    НК 65/125

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    «

    37

    НК 65/35-70Г

    шт.

    4

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    24,0

    48,0

    20,0

    92,0

    «

    38

    НШ-10Е

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    П ППР, с.145

    39

    ЦНС38-110

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    1

    3

    8

    10

    6,0

    12,0

    5,0

    23,0

    П ППР, с.147

    40

    15ХГ-ЗК-2.8-3

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    6,0

    12,0

    5,0

    23,0

    П ППР, с.152

    41

    Вентилятор центробежный ВДН-15

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    6

    18

    60

    135,0

    30,0

    165,0

    «

    42

    Дымосос Д4-21 МГМ

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    6

    18

    60

    135,0

    30,0

    165,0

    «

    43

    ВЦ 4-70 N 10

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    5

    15

    50

    112,5

    25,0

    137,5

    «

    44

    ВЦ 4-70 N 2,5

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    «

    45

    ВЦ 4-70 N 3,15

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    «

    46

    ВЦ 4-70 N 4

    шт.

    4

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    90,0

    20,0

    110,0

    «

    47

    ВЦ 4-70 N 5

    шт.

    14

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    472,5

    105,0

    577,5

    «

    48

    ВЦ 4-70 N 6,3

    шт.

    12

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    405,0

    90,0

    495,0

    «

    49

    ВЦ 4-70 N 8

    шт.

    4

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    135,0

    30,0

    165,0

    Система ТО

    50

    Технологич. трубопроводы наруж.

    и ТР, с.498

    Ду20

    м

    156

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    3,6

    1,9

    5,5

    «

    Ду25

    м

    1277,9

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    29,8

    15,3

    45,2

    «

    Ду32

    м

    1672,7

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    93,7

    50,2

    143,9

    «

    Ду50

    м

    2317,1

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    129,8

    69,5

    199,3

    «

    Ду65

    м

    124

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    6,9

    3,7

    10,7

    «

    Ду80

    м

    6891,1

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    578,9

    289,4

    868,3

    «

    Ду100

    м

    3628,7

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    423,3

    206,8

    630,2

    «

    Ду150

    м

    2207

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    309,0

    158,9

    467,9

    «

    Ду200

    м

    3628,8

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    677,4

    326,6

    1004,0

    «

    Ду250

    м

    6774

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    200

    1580,6

    812,9

    2393,5

    «

    Ду300

    м

    673

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    188,4

    88,8

    277,3

    «

    Ду350

    м

    643,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    180,2

    84,9

    265,1

    «

    Ду400

    м

    4,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    250

    1,3

    0,7

    1,9

    «

    Ду500

    м

    2251,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    840,6

    405,3

    1245,8

    «

    Ду700

    м

    79,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    29,7

    14,3

    44,0

    «

    Ду800

    м

    38

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    14,2

    6,8

    21,0

    «

    Ду1000

    м

    1367

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    510,3

    246,1

    756,4

    П ППР, с.160

    51

    Запорная арматура (задвижки, вентили)

    «

    Ду15, Ру16

    шт.

    214

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    51,4

    51,4

    «

    Ду15, Ру160

    шт.

    913

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    219,1

    219,1

    «

    Ду20, Ру16

    шт.

    130

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    62,4

    62,4

    «

    Ду20, Ру40

    шт.

    24

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    11,5

    11,5

    «

    Ду20, Ру160

    шт.

    423

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    203,0

    203,0

    «

    Ду25, Ру16

    шт.

    35

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    16,8

    16,8

    «

    Ду25, Ру40

    шт.

    26

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    12,5

    12,5

    «

    Ду25, Ру160

    шт.

    873

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    419,0

    419,0

    «

    Ду32, Ру16

    шт.

    49

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    23,5

    23,5

    «

    Ду40, Ру16

    шт.

    45

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    32,4

    32,4

    «

    Ду50, Ру16

    шт.

    189

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    272,2

    226,8

    499,0

    «

    Ду50, Ру40

    шт.

    20

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    43,2

    36,0

    79,2

    «

    Ду80, Ру16

    шт.

    296

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    497,3

    414,4

    911,7

    «

    Ду80, Ру40

    шт.

    21

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,1

    3,3

    11

    55,4

    46,2

    101,6

    П ППР, с.160

    Ду100, Ру16

    шт.

    191

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    412,6

    343,8

    756,4

    «

    Ду100, Ру40

    шт.

    35

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,4

    4,2

    14

    117,6

    98,0

    215,6

    «

    Ду150, Ру16

    шт.

    122

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    380,6

    317,2

    697,8

    «

    Ду150, Ру25

    шт.

    12

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    37,4

    31,2

    68,6

    «

    Ду150, Ру40

    шт.

    22

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,8

    5,4

    18

    95,0

    79,2

    174,2

    «

    Ду200, Ру16

    шт.

    106

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    407,0

    339,2

    746,2

    «

    Ду200, Ру25

    шт.

    32

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    122,9

    102,4

    225,3

    «

    Ду200, Ру40

    шт.

    28

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    161,3

    134,4

    295,7

    «

    Ду250, Ру16

    шт.

    75

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    306,0

    255,0

    561,0

    «

    Ду250, Ру40

    шт.

    9

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,6

    7,8

    26

    56,2

    46,8

    103,0

    «

    Ду300, Ру16

    шт.

    157

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    753,6

    628,0

    1381,6

    «

    Ду300, Ру25

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    19,2

    16,0

    35,2

    «

    Ду300, Ру40

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3,3

    9,9

    33

    31,7

    26,4

    58,1

    «

    Ду350, Ру16

    шт.

    14

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,3

    6,9

    23

    77,3

    64,4

    141,7

    «

    ДуЗ50, Ру40

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3,9

    11,7

    39

    9,4

    7,8

    17,2

    «

    Ду500, Ру16

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,6

    7,8

    26

    49,9

    41,6

    91,5

    «

    Ду500, Ру40

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,5

    13,5

    45

    32,4

    27,0

    59,4

    «

    Ду800, Ру40

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,5

    13,5

    45

    10,8

    9,0

    19,8

    П ППР, с.160

    52

    Обратные клапана

    «

    Ду50, Ру40

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    4,3

    3,6

    7,9

    «

    Ду100, Ру40

    шт.

    16

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,4

    1,2

    4

    15,4

    12,8

    28,2

    «

    Ду150, Ру64

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1

    3

    10

    12,0

    10,0

    22,0

    «

    Ду200, Ру40

    шт.

    13

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    28,1

    23,4

    51,5

    «

    Ду300, Ру40

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    2,2

    1,8

    4,0

    «

    Ду500, Ру16

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    2,2

    1,8

    4,0

    «

    Ду500, Ру40

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    6,5

    5,4

    11,9

    «

    Ду600, Ру16

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    2,2

    1,8

    4,0

    П ППР, с.160

    53

    Предохранительные клапана

    «

    Ду25, Ру40

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    2,4

    2,4

    «

    Ду50, Ру16

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    12,0

    10,0

    22,0

    «

    Ду50, Ру40

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    1,4

    1,2

    2,6

    «

    Ду80, Ру16

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    5,8

    4,8

    10,6

    «

    Ду200, Ру16

    шт.

    14

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,5

    4,5

    15

    50,4

    42,0

    92,4

    «

    Ду300, Ру16

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,5

    4,5

    15

    3,6

    3,0

    6,6

    Система ТО

    54

    Регулирующие клапана

    и ТР, с.500

    Ду15, Ру64

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    3,5

    3,5

    «

    Ду20, Ру64

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    14,1

    14,1

    Система ТО

    Ду25, Ру64

    шт.

    21

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    73,9

    73,9

    и ТР, с.500

    Ду50, Ру64

    шт.

    18

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    63,4

    64,8

    128,2

    «

    Ду80, Ру64

    шт.

    16

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    5,3

    21

    67,8

    67,2

    135,0

    «

    Ду100, Ру64

    шт.

    13

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    6,3

    25

    65,5

    65,0

    130,5

    «

    Ду150, Ру64

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    7,5

    30

    18,0

    18,0

    36,0

    П ППР, с.160

    55

    Электрозадвижки

    «

    Ду100, Ру16

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    19,2

    16,0

    35,2

    «

    Ду150, Ру16

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    46,1

    38,4

    84,5

    «

    Ду150, Ру40

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,9

    8,7

    29

    27,8

    23,2

    51,0

    «

    Ду200, Ру16

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    32,4

    27,0

    59,4

    «

    Ду250, Ру16

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3,7

    11,1

    37

    26,6

    22,2

    48,8

    «

    Ду300, Ру25

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4

    12

    40

    9,6

    8,0

    17,6

    Система ТО

    56

    Система пожаротушения

    25

    и ТР, с.501

    Пожарные гидранты

    шт.

    9

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    21,0

    10,8

    31,8

    Лафетные стволы

    шт.

    8

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    20

    1,9

    0,1

    2,0

    Колодцы

    м

    17

    С ТОР, с.498

    Трубопроводы Ду300

    м

    628

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    175,8

    82,9

    258,7

    П ППР,
     с.160

    Задвижки Ду150-300

    шт.

    25

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    78,0

    65,0

    143,0

    57

    Сооружения

    С ТОР, с.498

    Дымовая труба

    м

    90

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    2,1

    1,1

    3,2

    С ТОР, с.498

    Воздуховоды и дымопроводы

    м

    649

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    15,1

    7,8

    22,9

    Воздухозаб. трубы

    шт.

    9

    58

    Пром. канализация:

    колодцы:

    шт.

    63

    С ТОР, с.492

    трубопроводы Ду 300

    м

    810,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    42

    45,4

    20,4

    65,8

    Нч д. г. с.26

    59

    Шибера

    шт.

    26

    29,02

    754,5

    754,5

    «

    Ду350

    2

    «

    Ду970

    9

    «

    Ду1400

    2

    «

    Ду1600

    4

    «

    Ду1800

    2

    «

    Ду2000

    4

    «

    2300×2300

    3

    Регламент, с.87

    60

    Кран ручной подв. однобалочный 3,2 т

    шт.

    4

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    12,0

    6,7

    18,7

    Итого нормативная трудоёмкость по УМТ

    17532,5

    3803,0

    16785,8

    38121,2

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    16634,8

    3178,8

    16065,6

    35879,2

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    11979,7

    3178,8

    12328,6

    27487,1

    ОПУ «РF»

    П ППР, с.143

    1

    Реактор риформинга

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    103,5

    345,0

    448,5

    «

    2

    Реактор сероочистки

    шт

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    34,5

    115,0

    149,5

    П ППР, с.136

    3

    Колонна ректификации

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    39

    117

    390

    58,5

    195,0

    253,5

    «

    4

    Колонна стабилизации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    7

    21

    70

    10,5

    35,0

    45,5

    П ППР, с.138

    5

    Теплообменник подогрева сырья

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    3,0

    10,0

    13,0

    «

    6

    Теплообменник- рибойлер колонны

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    «

    7

    Теплообменник газосырьевой смеси

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    «

    8

    Теплообменник горячего питания блока реакторов

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    «

    9

    Теплообменник нагрева сырья

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    6,0

    20,0

    26,0

    «

    10

    Теплообменник — рибойлер

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    П ППР, с.140

    11

    Рефлюксная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1,5

    4,5

    15

    2,3

    7,5

    9,8

    «

    12

    Сепаратор выс. давл.

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1,5

    4,5

    15

    2,3

    7,5

    9,8

    «

    13

    Рефлюксная емкость

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1,5

    4,5

    15

    2,3

    7,5

    9,8

    «

    14

    Емкость промотора

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    «

    15

    Аварийно-дренаж. емк.

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1,5

    4,5

    15

    4,5

    15,0

    19,5

    «

    16

    Емкость дихлорэтана

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    3,0

    10,0

    13,0

    П ППР, с.140

    17

    Водородная емкость

    шт.

    6

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1,5

    4,5

    15

    13,5

    45,0

    58,5

    «

    18

    Емкость подготовки раствора

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    П ППР, с.129

    19

    Печь нагрева газо-сырьевой смеси

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    100

    300

    1000

    450,0

    1500,0

    1950,0

    П ППР, с.144

    Насосы.

    «

    20

    LMV-322

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,33

    2

    6

    16

    20

    12,0

    21,3

    13,3

    46,7

    «

    21

    LMV-311

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,33

    2

    6

    16

    20

    12,0

    21,3

    13,3

    46,7

    «

    22

    LMV-806

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,33

    2

    6

    16

    20

    12,0

    21,3

    13,3

    46,7

    «

    23

    P1-NSC-FM

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    1

    3

    8

    10

    3,0

    6,0

    2,5

    11,5

    «

    24

    ВКС 1/16А-У2

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    3

    1,333

    1

    0,33

    2

    6

    16

    20

    8,0

    16,0

    6,7

    30,7

    «

    25

    510-A-N3

    шт.

    2

    К-6Т-5С-К

    3

    1

    1,667

    0,33

    1

    3

    8

    10

    6,0

    26,7

    6,7

    39,3

    «

    26

    GG-475

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    3

    1,333

    1

    0,33

    2

    6

    16

    20

    16,0

    32,0

    13,3

    61,3

    «

    27

    DO60LC 10/25

    шт.

    1

    К-10Т-2С-К

    4

    2,5

    0,5

    0,25

    2

    6

    16

    20

    15,0

    8,0

    5,0

    28,0

    «

    28

    АВОАМ-8428

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    12,0

    24,0

    10,0

    46,0

    «

    29

    НВ 50*50-3-0-ВСД-У2

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    6,0

    12,0

    5,0

    23,0

    П ППР, с.157

    30

    Компрессор риформинга LC-311F

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    81

    243

    648

    810

    486,0

    972,0

    405,0

    1863,0

    «

    31

    Компрессор DO60LC1025

    шт.

    1

    К-12Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,333

    13

    39

    104

    130

    39,0

    69,3

    43,3

    151,7

    П ППР, с.139

    32

    Конденсатор — холодильник колонны

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    28

    84

    280

    42,0

    140,0

    182,0

    «

    33

    Холодильник г/п смеси риформинга

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    19

    57

    190

    28,5

    95,0

    123,5

    «

    34

    Конденсатор — холодильник колонны

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    7

    21

    70

    10,5

    35,0

    45,5

    «

    35

    Холодильник стабильного бензина

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    6,0

    20,0

    26,0

    П ППР, с.139

    36

    Сборник парового конденсата

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    П ППР, с.152

    37

    Аварийная, приточная вент. установка

    шт.

    2

    К-15T-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    «

    38

    Приточная вент. установка

    шт.

    1

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    22,5

    5,0

    27,5

    «

    39

    Аварийно-вытяжная вент. установка

    шт.

    4

    К-15T-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    90,0

    20,0

    110,0

    П ППР, с.152

    40

    ABO 1F-30-133-2

    шт.

    7

    К-15T-К

    16

    0,938

    0,063

    2

    6

    20

    39,4

    8,8

    48,1

    П ППР, с.152

    40

    Вытяжная вент. установка

    шт.

    6

    К-15T-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    135,0

    30,0

    165,0

    «

    41

    Приточная вент. установка

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    Система ТО

    42

    Трубопроводы наруж.

    и ТР, с.498

    Д до 50

    м

    7220

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    168,5

    168,5

    «

    Д 50

    м

    1950

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    109,2

    58,5

    167,7

    «

    Д 80

    м

    1543

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    129,6

    64,8

    194,4

    «

    Д 100

    м

    1391

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    162,3

    79,3

    241,6

    «

    Д 150

    м

    1786

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    250,0

    128,6

    378,6

    «

    Д 200

    м

    1268

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    236,7

    114,1

    350,8

    «

    Д 250

    м

    864

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    200

    201,6

    103,7

    305,3

    П ППР, с.160

    43

    Запорная арматура

    «

    Диаметр до 50

    шт.

    447

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    643,7

    643,7

    «

    Диаметр 50

    шт.

    128

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    184,3

    153,6

    337,9

    «

    Диаметр 80

    шт.

    51

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    85,7

    71,4

    157,1

    «

    Диаметр 100

    шт.

    28

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    60,5

    50,4

    110,9

    «

    Диаметр 150

    шт.

    15

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    46,8

    39,0

    85,8

    «

    Диаметр 200

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    30,7

    25,6

    56,3

    «

    Диаметр 250

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    8,2

    6,8

    15,0

    Нч д.г.с.26

    44

    Шибера 800*800

    шт.

    3

    29,02

    87,1

    87,1

    П ППР, с.160

    45

    Предохранительные клапана

    «

    Диаметр до 50

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    12,0

    12,0

    «

    Диаметр 50

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    2,4

    2,0

    4,4

    «

    Диаметр 80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    2,9

    2,4

    5,3

    Система ТО

    46

    Обратные клапана

    и ТР, с.499

    Диаметр до 50

    шт.

    18

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1

    4

    14,4

    14,4

    «

    Диаметр 50

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,2

    5

    5,8

    6,0

    11,8

    «

    Диаметр 80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    8

    3,2

    3,2

    6,4

    «

    Диаметр 150

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    12

    2,4

    2,4

    4,8

    «

    47

    Электрозадвижки

    «

    Ду-80 Ру-16

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,8

    5,4

    18

    8,6

    7,2

    15,8

    Система ТО

    48

    Пожарные гидранты

    шт.

    3

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    7,0

    3,6

    10,6

    и ТР, с.501

    49

    Промышленная канализация:

    колодцы

    шт.

    17

    » — с.492

    трубопроводы

    м

    150

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    16

    3,5

    1,4

    4,9

    » — с.501

    50

    Лафетные стволы пожаротушения

    шт.

    4

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    0,1

    0,0

    0,1

    51

    Узел пенотушения

    шт.

    1

    52

    Порошковая система пожаротуш-я ОПА-100

    шт.

    6

    Регламент, с.87

    53

    Кран ручной подв. однобалочный 3,2 т

    шт.

    2

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    6,0

    3,3

    9,3

    54

    Система отопления:

    ЦТБ, с.67

    Регистры отопления

    шт.

    14

    0,19

    2,7

    2,7

    Вентили

    шт.

    45

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    21,6

    18,0

    39,6

    С ТОР, с.498

    Трубопровод

    м

    332

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    7,7

    4,0

    11,7

    Итого нормативная трудоёмкость по ОПУ «РF»

    4325,7

    1230,0

    4293,1

    9848,8

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    3985,1

    860,5

    3976,7

    8822,4

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    2969,8

    860,5

    3170,6

    7000,9

    Установка АВВК

    П ППР, с.153

    1

    Компрессор поршн. 2ВМ4-12/65 УХЛ4, 2ВМ4-1525

    шт.

    4

    К-8Т-3С-К

    3

    2,667

    1,0

    0,33

    25

    75

    200

    250

    800,0

    800,0

    333,3

    1933,3

    Нч д. г., с.35

    2

    Концевой холодильник

    шт.

    5

    21,72

    108,6

    108,6

    П ППР, с.153

    3

    Компрессор поршневой 2ГМ4-12/65 УХЛ

    шт.

    1

    К-6Т-С-К

    2

    0,5

    0,5

    0,33

    23

    69

    184

    230

    34,5

    92,0

    76,7

    203,2

    П ППР, с.145

    16

    Насос центробежный консольный К 45/30

    шт.

    4

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    1

    3

    8

    10

    12,0

    24,0

    10,0

    46,0

    П ППР, с.150

    19

    Агрегат насосный горизонтальный двухпоршневой

    шт.

    1

    К-Т-К

    1

    1

    1

    1

    3

    3,0

    3,0

    СТОР, с.456

    4

    Фильтр для очистки азота от масла

    шт.

    2

    К

    4

    0,25

    20

    10,0

    10,0

    СТОР, с.498

    5

    Воздухозаборная труба Д-500 мм 2 шт.

    м

    30,8

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    19

    07

    0,4

    1,1

    П ППР, с.140

    6

    Емкость буферная 2 м

    шт.

    6

    2

    0,5

    2

    6

    18,0

    18,0

    «

    7

    Сборник продувок

    шт.

    1

    2

    0,5

    2

    6

    3,0

    3,0

    «

    8

    Аппарат емкостной цилиндрический вертикальный 16 м

    шт.

    1

    2

    0,5

    2

    6

    3,0

    3,0

    «

    9

    Газгольдер для азота 160 м

    шт.

    6

    2

    0,5

    5

    15

    45,0

    45,0

    П ППР, с.141

    10

    Газгольдеры подогревателем 160 м

    шт.

    4

    2

    0,5

    6

    18

    36,0

    36,0

    П ППР, с.140

    11

    Емкость расширит. с подогревателем

    шт.

    1

    2

    0,5

    2

    6

    3,0

    3,0

    «

    12

    Емкость подземная дренажная с подогревателем

    шт.

    1

    2

    0,5

    2

    6

    3,0

    3,0

    Нч д.г., с.33

    13

    Электронасосный агрегат к емкости

    шт.

    1

    26,84

    26,8

    26,8

    Нч д.г., с.35

    14

    Холодильник к компрессору

    шт.

    4

    21,72

    86,9

    86,9

    П ППР, с.139

    15

    Гидрозатвор

    шт.

    3

    2

    0,5

    1

    3

    4,5

    4,5

    П ППР, с.140

    17

    Емкость горячей воды 2 м

    шт.

    1

    2

    0,5

    2

    6

    3,0

    3,0

    «

    18

    Емкость раствора сульфонола 1 м

    шт.

    2

    2

    0,5

    3

    9

    9,0

    9,0

    П ППР, с.152

    20

    Вентилятор В-Ц 14-46 N 2.5

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    П ППР, с.152

    23

    Вентилятор Ц 4-75 N 5

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    «

    24

    Вентилятор Ц 4-75 N 6,3

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    «

    26

    Вентилятор Ц 4-75 N 10

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    5

    15

    50

    112,5

    25,0

    137,5

    С ТОР, с.456

    22

    Пылегазо- улавливающее устройство ФЯУ

    шт.

    4

    К

    4

    0,25

    20

    20,0

    20,0

    СТОР, с.476

    21

    Воздухонагреватель КВСБ-6

    шт.

    1

    К-7Т-К

    8

    0,88

    0,125

    1,5

    5

    1,3

    0,6

    1,9

    СТОР, с.476

    25

    Воздухонагреватель КСК-4-10

    шт.

    1

    К-7Т-К

    8

    0,88

    0,125

    1,5

    5

    1,3

    0,6

    1,9

    С ТОР, с.476

    27

    Воздухонагреватель КСК-4-10

    шт.

    4

    К-7Т-К

    8

    0,88

    0,125

    1,5

    5

    5,3

    2,5

    7,8

    С ТОР, с.476

    28

    Воздухонагреватель КСК-4-9

    шт.

    1

    К-7Т-К

    8

    0,88

    0,125

    1,5

    5

    1,3

    0,6

    1,9

    Регламент, с.87

    53

    Кран ручной подв. однобалочный 3,2 т

    шт.

    2

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    2

    3

    10

    6,0

    3,3

    9,3

    П ППР, с.160

    29

    Запорная арматура

    «

    30

    Диаметр до Ду 50

    шт.

    237

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    341,3

    341,3

    «

    Д 50

    шт.

    78

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    112,3

    93,6

    205,9

    «

    Д 80

    шт.

    49

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    82,3

    68,6

    150,9

    «

    Д 100

    шт.

    26

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    56,2

    46,8

    103,0

    «

    Д 150

    шт.

    28

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    87,4

    72,8

    160,2

    «

    Д 200

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    19,2

    16,0

    35,2

    Система ТО

    31

    Трубопроводы наруж.

    и ТР, с.498

    Диаметр до Ду 50

    м

    2763

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    64,5

    64,5

    «

    Д 50

    м

    500

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    28,0

    15,0

    43,0

    «

    Д 80

    м

    782

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    65,7

    32,8

    98,5

    «

    Д 100

    м

    434

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    50,6

    24,7

    75,4

    «

    Д 150

    м

    171

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    23,9

    12,3

    36,3

    «

    Д 200

    м

    63

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    11,8

    5,7

    17,4

    П ППР, с.160

    32

    Электрозадвижки

    «

    Ду 50

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    7,7

    6,4

    14,1

    «

    Д 100

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    24,0

    20,0

    44,0

    «

    Д 200

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    13,0

    10,8

    23,8

    П ППР, с.160

    33

    Предохранительные клапана

    «

    Ду 32

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    7,2

    6,0

    13,2

    «

    Д 50

    шт.

    25

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    30,0

    25,0

    55,0

    «

    Д 80

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    7,2

    6,0

    13,2

    и ТР, с.499

    Д 50

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,2

    5

    5,8

    6,0

    11,8

    «

    Д 80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    8

    3,2

    3,2

    6,4

    «

    Д 100

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,2

    9

    14,1

    14,4

    28,5

    П ППР, с.160

    краны Ду-50

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    13,4

    11,2

    24,6

    С ТОР, с.498

    трубопровод

    м

    151

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    8,5

    4,5

    13,0

    П ППР, с.160

    запорная арматура

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    2,9

    2,4

    5,3

    С ТОР, с.492

    трубопровод

    м

    250

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    16

    5,8

    2,4

    8,2

    колодцы

    шт.

    20

    П ППР, с.160

    Вентили

    шт.

    35

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    16,8

    14,0

    30,8

    С ТОР, с.498

    Трубопровод

    м

    642

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    15,0

    7,7

    22,7

    ЦТБ, с.67

    Регистры отопления

    шт.

    30

    0,19

    5,7

    5,7

    С ТОР, с.476

    38

    Калорифер подогрева азота

    шт.

    1

    К-7Т-К

    8

    0,88

    0,125

    1,5

    5

    1,3

    0,6

    1,9

    «

    39

    Калорифер подогрева воздуха

    шт.

    1

    К-7Т-К

    8

    0,88

    0,125

    1,5

    5

    1,3

    0,6

    1,9

    Итого нормативная трудоёмкость по АВВК

    2611,2

    916,0

    1047,7

    4574,9

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    1920,1

    476,0

    898,6

    3294,7

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    1701,1

    476,0

    790,0

    2967,1

    Комплекс облагораживания моторных топлив

    Установка каталитического риформинга

    Секция 100

    П ППР, с.130

    1

    Печь нагрева нижнего продукта колонны

    шт.

    2

    К-Т-К

    3

    0,333

    0,333

    133

    399

    1330

    266,0

    886,7

    1152,7

    с.128

    2

    Печь нагрева г/с смеси риформ.

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    150

    450

    1500

    225,0

    750,0

    975,0

    с.129

    3

    Печь нагрева горячей струи колонны

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    132

    396

    1320

    198,0

    660,0

    858,0

    П ППР, с.145

    4

    Насос подачи сырья отпарной колонны НК 21080 КС1А

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    36,0

    72,0

    30,0

    138,0

    П ППР, с.145

    5

    Насос циркуляции горячей струи отпарной колонныНК210200Г1ГС

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    «

    6

    Насос подачи сырья в тройник смешения НПС 200700 1ВСБО

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    10

    30

    80

    100

    60,0

    120,0

    50,0

    230,0

    «

    7

    Насос подачи острого орошения НК 65125 Г1ВС

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    12,6

    36,0

    15,0

    63,6

    «

    8

    Насос циркуляции горячей струи стаб. колонны НК210200 С16(338)

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    6

    18

    48

    60

    27,0

    48,0

    30,0

    105,0

    «

    9

    Насос подачи остр. орошение НК 65125 ГС2-М

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    «

    10

    Насос пригот-я р-ра хлорорганики НК 65125 Г-2Г

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    9,0

    18,0

    7,5

    34,5

    «

    11

    Насос откачки неконд. из факел. емк. ТКА 63125-ХВ(272)

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    6,0

    12,0

    5,0

    23,0

    «

    12

    Насос подачи и циркуляции НК 6535Г-240Г 1ВС(278)

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    «

    13

    Насос подачи керосина на охл. насосов НК 65125 ГС-1БО

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    «

    14

    Пароэжекторный вакуум-насос А101

    шт.

    1

    К-6Т-5С-К

    3

    2

    1,667

    0,33

    2

    6

    16

    20

    12,0

    26,7

    6,7

    45,3

    «

    15

    Насос подачи р-ра хлорорганики в реактор ДП 2540 К 14В

    шт.

    5

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    31,5

    90,0

    37,5

    159,0

    «

    16

    Насос подачи ингибитора НД 1,0 100020

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    3

    9

    24

    30

    6,8

    12,0

    7,5

    26,3

    «

    17

    Ручной насос Н-117

    шт.

    2

    К-2Т-2С-К

    3

    0,67

    0,67

    0,33

    1

    3

    8

    10

    4,0

    10,7

    6,7

    21,3

    «

    18

    Насос пенотушения Н-120

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    3

    0,67

    0,67

    0,33

    2

    6

    16

    20

    8,0

    21,3

    13,3

    42,7

    П ППР, с.137

    19

    Теплообменник нагр. сырья Ду-630 мм

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    9,0

    30,0

    39,0

    П ППР, с.137

    20

    Теплообменник нагр. сырья риформинга Ду-1100 мм

    шт.

    8

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    72,0

    240,0

    312,0

    21

    Теплообменник нагр. сырья Ду-800 мм

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    П ППР, с.138

    22

    Водяной холодильник ГПС

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    3,0

    10,0

    13,0

    «

    23

    Водяной холодильник

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    12,0

    40,0

    52,0

    «

    25

    Водяной холодильник легкого бензина

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    6,0

    20,0

    26,0

    «

    26

    Холодильник отбора проб

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    3,0

    10,0

    13,0

    П ППР, с.131

    27

    Отпарная колонна

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    18

    54

    180

    27,0

    90,0

    117,0

    Нч д. г., с.23

    28

    Адсорбер

    шт.

    1

    К-Т-К

    191,92

    191,9

    0,0

    191,9

    П ППР, с.131

    29

    Стабилизационная колонна

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    18

    54

    180

    27,0

    90,0

    117,0

    П ППР, с.143

    30

    Реакторы риформинга

    шт.

    5

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    172,5

    575,0

    747,5

    Нч ГПЗ, с.54

    31

    Отстойник фракции 70-140 °С 80 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    «

    32

    Емкость орошения колонны 16 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    «

    33

    Емкость пригот-я хлорорганики 4 м

    шт.

    2

    4,17

    . 8,3

    8,3

    Нч ГПЗ, с.42

    34

    Дозатор хлорорг. соед-я 0,013 м

    шт.

    1

    2,08

    2,1

    2,1

    «

    35

    Мерник хлорорг. соед-я 0,5 м

    шт.

    1

    2,08

    2,1

    2,1

    «

    36

    Дозаторы хлорорганики 0,063 м

    шт.

    5

    2,08

    10,4

    10,4

    «

    37

    Емкость пригот-я раствора КЛОЭ-15 50 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    «

    38

    Факельная емкость 80 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    «

    39

    Емкость керосина 10 м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    «

    40

    Емкость пенообр-ля 6,З м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    «

    41

    Сборник газов об. воды 10 м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    Нч ГПЗ, с.54

    42

    Сепаратор риформинга 80 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    «

    43

    Сепаратор приема компрессора ЦК 101/1,2 50 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    С TOP, с.410

    44

    Сепаратор масляных продувок 4 м

    шт.

    1

    К-3Т-К

    4

    0,75

    0,25

    9

    30

    6,8

    7,5

    14,3

    «

    45

    Сепаратор-холод. отбора проб 0,4 м

    шт.

    1

    К-3Т-К

    4

    0,75

    0,25

    3,6

    12

    2,7

    3,0

    5,7

    «

    46

    Сепаратор топл. газа 1,3 м

    шт.

    1

    К-3Т-К

    4

    0,75

    0,25

    6

    20

    4,5

    5,0

    9,5

    Нч ГПЗ, с.43

    47

    Камера разогрева бочек с КЛОЭ-15 и дихлорэтаном

    шт.

    1

    14,16

    14,2

    14,2

    С TOP, с.411

    48

    Фильтр г/о катализата

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    12,0

    11,0

    23,0

    «

    49

    Фильтр топл. газа

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    12,0

    11,0

    23,0

    «Регламент», с.79

    50

    Холодильник возд. охлаждения

    шт.

    4

    61,3

    245,2

    245,2

    «

    51

    Конденсатор- холодильник пр-тов риформинга

    шт.

    10

    61,3

    613,0

    613,0

    «

    52

    Холодильник верх, продукта колонны

    шт.

    2

    61,3

    122,6

    122,6

    «

    53

    Холодильник стаб. катализата

    шт.

    2

    61,3

    122,6

    122,6

    «

    54

    Холодильник охлаж. жидкости

    шт.

    1

    61,3

    61,3

    61,3

    Регламент, с.79

    55

    Холодильник АВГ-20-Ж-6,3

    шт.

    30

    К-16Т-15С-К

    16

    1

    0,09

    0,06

    61,3

    1839,0

    1839,0

    П ППР, с.160

    55

    Задвижка

    «

    Ду 50

    шт.

    251

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    361,4

    301,2

    662,6

    «

    Ду 80

    шт.

    140

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    235,2

    196,0

    431,2

    «

    Ду 100

    шт.

    127

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    274,3

    228,6

    502,9

    «

    Ду 150

    шт.

    124

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    386,9

    322,4

    709,3

    «

    Ду 200

    шт.

    43

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    165,1

    137,6

    302,7

    «

    Ду 250

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    40,8

    34,0

    74,8

    «

    Ду 300

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    4,8

    4,0

    8,8

    «

    Ду 350

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,3

    6,9

    23

    38,6

    32,2

    70,8

    «

    Ду 500

    шт.

    14

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,6

    7,8

    26

    87,4

    72,8

    160,2

    «

    Ду 600

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,6

    7,8

    26

    18,7

    15,6

    34,3

    П ППР, с.160

    56

    Задвижка с эл. приводом

    Ду 50

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    1,6

    4,8

    7,7

    7,7

    Ду 100

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    19,2

    16,0

    35,2

    Ду 150

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    34,6

    28,8

    63,4

    Ду 200

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    38,9

    32,4

    71,3

    П ППР, с.160

    57

    Клапан запорный (вентиль)

    Ду 15

    шт.

    911

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    218,6

    182,2

    400,8

    Ду 20

    шт.

    288

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    138,2

    115,2

    253,4

    Ду 25

    шт.

    1135

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    544,8

    454,0

    998,8

    Ду 32

    шт.

    17

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    12,2

    10,2

    22,4

    П ППР, с.160

    58

    Обратный клапан

    Ду 50

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    2;9

    2,4

    5,3

    Ду 80

    шт.

    9

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    6,5

    5,4

    11,9

    Ду 100

    шт.

    14

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    10,1

    8,4

    18,5

    ДУ 150

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    2,4

    2,0

    4,4

    Ду 200

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    8,4

    7,0

    15,4

    Ду 300

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    1,7

    1,4

    3,1

    Ду 500

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    3,4

    2,8

    6,2

    П ППР, с.160

    59

    Предохранительный клапан

    Ду 25

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,5

    1,5

    6,0

    6,0

    Ду 50

    шт.

    17

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    20,4

    17,0

    37,4

    Ду 80

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    5,8

    4,8

    10,6

    Ду 150

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,2

    3,6

    12

    5,8

    4,8

    10,6

    Ду 200

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,5

    4,5

    15

    14,4

    12,0

    26,4

    С ТОР, с.500

    60

    Регулирующие и отсечные клапана

    Ду 15

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    14,1

    14,1

    Ду 20

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    24,6

    24,6

    Ду 25

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    14,1

    14,1

    Ду 50

    шт.

    13

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    45,8

    46,8

    92,6

    Ду 80

    шт.

    17

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    5,3

    21

    72,1

    71,4

    143,5

    Ду 100

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    6,3

    25

    5,0

    5,0

    10,0

    Ду 150

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    7,5

    30

    12,0

    12,0

    24,0

    Ду 200

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    10

    40

    56,0

    56,0

    112,0

    Нч д.г., с.39

    61

    Диафрагма

    Ду 50

    шт.

    5

    0,8

    4,0

    4,0

    Ду 80

    шт.

    5

    0,8

    4,0

    4,0

    Нч д.г., с.39

    Ду 100

    шт.

    2

    1,82

    3,6

    3,6

    Ду 150

    шт.

    2

    2,74

    5,5

    5,5

    Ду 250

    шт.

    1

    3,64

    3,6

    3,6

    Ду 500

    шт.

    2

    7,16

    14,3

    14,3

    Нч д.г., с.70, п.161

    62

    Уровнемерная колонка

    шт.

    26

    8,42

    218,9

    218,9

    С ТОР, с.411

    63

    Фильтр жидкостный сетчатый

    П ППР, с.23

    СДЖ 80-1,6

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    4

    15

    8,0

    7,5

    15,5

    СДЖ 250-1,6

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    18,0

    15,0

    33,0

    64

    Фильтр пусковой тройниковый

    ФПТ 250*16

    шт.

    10

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    90,0

    75,0

    165,0

    ФПТ 150*16

    шт.

    6

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    36,0

    33,0

    69,0

    С ТОР, с.498

    65

    Трубопроводы

    до Ду 50 мм

    м

    10230

    К-7Т-К

    15

    0,5

    5

    238,7

    238,7

    Ду 50

    м

    2370

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    132,7

    71,1

    203,8

    Ду 80

    м

    4810

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    404,0

    202,0

    606,1

    Ду 100

    м

    1270

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    148,2

    72,4

    220,6

    Ду 150

    м

    2060

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    288,4

    148,3

    436,7

    Ду 200

    м

    2070

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    386,4

    186,3

    572,7

    Ду 250

    м

    620

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    200

    144,7

    74,4

    219,1

    Ду 300

    м

    310

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    86,8

    40,9

    127,7

    Ду 350

    м

    270

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    75,6

    35,6

    111,2

    Ду 400

    м

    40

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    250

    11,2

    6,0

    17,2

    Ду 500

    м

    640

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    238,9

    115,2

    354,1

    Ду 600

    м

    640

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06,

    80

    300

    238,9

    115,2

    354,1

    Ду 700

    м

    30

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    11,2

    5,4

    16,6

    «Расчёт», с.87

    66

    Кран мостовой эл. однобал. г/п=3,2 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    67

    Кран мостовой эл. однобал. г/п=5 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    68

    Кран мостовой эл. г/п=2 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    69

    Таль шестеренная г/п=0,5 т

    шт.

    4

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    12,0

    6,7

    18,7

    70

    Таль червячная передв. г/п=3,2 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    71

    Таль червячная передв. г/п=0,5 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    72

    Промышленная канализация

    1. колодцы.

    шт.

    30

    С ТОР, с.492

    2. трубопроводы

    Ду 50

    м

    20

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    0,7

    0,3

    0,9

    Ду 200

    м

    40

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    10

    35

    1,9

    0,8

    2,7

    Ду 250

    м

    170

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    41

    9,5 .

    4,2

    13,7

    Ду 300

    м

    130

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    16

    52

    9,7

    4,1

    13,8

    Ду 500

    м

    20

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    24

    80

    2,2

    1,0

    3,2

    ЦТБ, с.67

    Регистры отопления Ду-150

    шт.

    7

    0,19

    1,3

    1,3

    С ТОР, с.501

    Лафетные стволы пожаротушения

    шт.

    4

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    9,3

    4,8

    14,1

    П ППР, с.152

    74

    Вентиляция

    шт.

    В-Ц4-75-5 N 8

    шт.

    4

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    135,0

    30,0

    165,0

    В-Ц4-75-5 N 5

    шт.

    4

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    90,0

    20,0

    110,0

    В-Ц4-75-5 N 63

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    75

    Калорифер

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    Секция 400

    П ППР, с.129

    1

    Печь нагрева г/с смеси гидрооч.

    шт.

    2

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    132

    396

    1320

    396,0

    1320,0

    1716,0

    П ППР, с.145

    2

    Насосы:

    НПС-200-700-1г-УСГМ

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    10

    30

    80

    100

    42,0

    120,0

    50,0

    212,0

    ТКА-63/125Г-1г

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    8,4

    24,0

    10,0

    42,4

    П ППР, с.145

    3

    Насосы:

    НКВ-360/200СВ-ДНКУЗ

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    6

    18

    48

    60

    27,0

    48,0

    30,0

    105,0

    НК-65/35-240-1г-СБО4

    шт.

    1

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    6

    18

    48 .

    60

    13,5

    24,0

    15,0

    52,5

    НД-2,5Р2500/40- А14-ВО1

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    3

    9

    24

    30

    13,5

    24,0

    15,0

    52,5

    МАГ1250-40

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    3

    9

    24

    30

    13,5

    24,0

    15,0

    52,5

    П ППР, с.137

    4

    Теплообменник сырья гидрооч. Ду-1000 мм

    шт.

    6

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    54,0

    180,0

    234,0

    5

    Теплообменник подогрева сырья Ду-800 мм

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    27,0

    90,0

    117,0

    П ППР, с.137

    6

    Холодильник стаб. гидрогенизата

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    7

    Холодильник ВСГ

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    П ППР, с.143

    8

    Реактор гидроочистки

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    34,5

    115,0

    149,5

    П ППР, с.131

    9

    Отпарная колонна

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    34,5

    115,0

    149,5

    Нч ГПЗ, с.54

    10

    Сепаратор гидроочистки 40 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    11

    Сепаратор 6,3 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    12

    Сепаратор хол-к отбора проб 0,04 м

    шт.

    1

    2,08

    2,1

    2,1

    13

    Емкость 80 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    16 м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    0,6 м

    шт.

    1

    2,08

    2,1

    2,1

    1,5 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    3,2 м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    Регламент, с.79

    14

    Холодильник АВГ-20-Ж-6,3

    шт.

    12

    К-16Т-15С-К

    16

    1

    0,9

    0,06

    61,3

    735,6

    735,6

    П ППР, с.160

    15

    Задвижка

    Ду 40

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6,

    1,8

    5,8

    5,8

    Ду 50

    шт.

    135

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    194,4

    162,0

    356,4

    Ду 80

    шт.

    50

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    84,0

    70,0

    154,0

    Ду 100

    шт.

    44

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    95,0

    79,2

    174,2

    Ду 150

    шт.

    39

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    121,7

    101,4

    223,1

    Ду 200

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    11,5

    9,6

    21,1

    Ду 250

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    32,6

    27,2

    59,8

    Ду 300

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    9,6

    8,0

    17,6

    Ду 350

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,3

    6,9

    23

    33,1

    27,6

    60,7

    П ППР, с.160

    16

    Задвижка с электроприводом

    Ду 80

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,8

    5,4

    18

    13,0

    10,8

    23,8

    Ду 100

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    19,2

    16,0

    35,2

    Ду 150

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    23,0

    19,2

    42,2

    Ду 200

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    25,9

    21,6

    47,5

    Ду 250

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3,7

    11,1

    37

    8,9

    7,4

    16,3

    П ППР, с.160

    17

    Клапан запорный

    Ду 15

    шт.

    158

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,1

    0,3

    37,9

    37,9

    Ду 20

    шт.

    194

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    93,1

    93,1

    Ду 25

    шт.

    340

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    163,2

    163,2

    П ППР, с.160

    18

    Обратный клапан

    Ду 50

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    3,8

    3,2

    7,0

    Ду 80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    5,8

    4,8

    10,6

    Ду 100

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    3,6

    3,0

    6,6

    Ду 200-400

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    10,1

    8,4

    18,5

    П ППР, с.160

    19

    Предохранительный клапан

    Ду 25-50

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,5

    1,5

    4,8

    4,8

    Ду 80

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    7,2

    6,0

    13,2

    Ду 200

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,5

    4,5

    15

    3,6

    3,0

    6,6

    С ТОР, с.500

    20

    Регулирующие и отсечные клапана

    Ду 15-40

    шт.

    18

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    63,4

    63,4

    Ду 50

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    35,2

    36,0

    71,2

    Ду 80

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    5,3

    21

    29,7

    29,4

    59,1

    Ду 100

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    6,3

    25

    15,1

    15,0

    30,1

    Ду 150

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    7,5

    30

    30,0

    30,0

    60,0

    Ду 200

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    10

    40

    56,0

    56,0

    112,0

    Нч д. г., с.39

    21

    Диафрагма

    Ду 50

    шт.

    2

    0,8

    1,6

    1,6

    Ду 100

    шт.

    4

    1,82

    7,3

    7,3

    Ду 150

    шт.

    5

    2,74

    13,7

    13,7

    Ду 250

    шт.

    5

    3,64

    18,2

    18,2

    Ду 350

    шт.

    2

    7,16

    14,3

    14,3

    Нч д. г., с.70, п.161

    22

    Уровнемерные колонки

    шт.

    18

    8,42

    151,6

    151,6

    С ТОР, с.411

    23

    Фильтр жидк. сетчатый

    П ППР, с.23

    СДЖ 80-1,6

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    4

    15

    8,0

    7,5

    15,5

    СДЖ 250-1,6

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    18,0

    15,0

    33,0

    С ТОР, с.411

    24

    Фильтр пусковой тройниковый

    П ППР, с.23

    ФПТ 250*16

    шт.

    4

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    36,0

    30,0

    66,0

    ФПТ 150*16

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    12,0

    11,0

    23,0

    ФПТ 100*16

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    12,0

    11,0

    23,0

    С ТОР, с.498

    25

    Трубопроводы

    до Ду 50 мм

    м

    7840

    К-7Т-К

    15

    0,5

    5

    182,9

    182,9

    Ду 50

    м

    1860

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    104,2

    55,8

    160,0

    Ду 80

    м

    3750

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    315,0

    157,5

    472,5

    Ду 100

    м

    1100

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    128,3

    62,7

    191,0

    Ду 150

    м

    880

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    123,2

    63,4

    186,6

    Ду 200

    м

    440

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    82,1

    39,6

    121,7

    Ду 250

    м

    670

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    200

    156,3

    80,4

    236,7

    Ду 300

    м

    380

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    106,4

    50,2

    156,6

    Ду 350

    м

    340

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    95,2

    44,9

    140,1

    Ду 500

    м

    50

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    18,7

    9,0

    27,7

    Регламент, с.87

    26

    Кран мостовой ручн. г/п=3,2 т

    шт.

    2

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    6,0

    3,3

    9,3

    27

    Лебедка шахтная г/п=0,75 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    28

    Таль шестеренная 0,5 т

    шт.

    3

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    9,0

    5,0

    14,0

    29

    Таль шестеренная 1 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    30

    Таль червячная передвижная г/п=1 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    31

    Таль червячная передвижная г/п=0,5 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    32

    Промышленная канализация

    1. колодцы

    шт.

    33

    С ТОР, с.492

    2. трубопроводы

    Ду 50

    м

    20

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    0,7

    0,3

    0,9

    Ду 100

    м

    30

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    1,0

    0,4

    1,4

    Ду 150

    м

    10

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    9

    30

    0,4

    0,2

    0,6

    Ду 200

    м

    70

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    10

    35

    3,3

    1,5

    4,7

    Ду 250

    м

    340

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    41

    19,0

    8,4

    274

    Ду 300

    м

    260

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    16

    52

    19,4

    8,1

    275

    Ду 500

    м

    130

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    24

    80

    14,6

    6,2

    208

    ЦТБ, с.67

    33

    Регистры отопления Ду150

    шт.

    3

    0,19

    0,6

    0,6

    С TOP, с.501

    34

    Пожарные гидранты

    шт.

    2

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    4,7

    2,4

    7,1

    35

    Лафетные стволы пожаротушения

    шт.

    4

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    9,3

    4,8

    14,1

    П ППР,
     с.152

    36

    Вентиляция

    шт.

    В-Ц4-75-63 N 63

    шт.

    6

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    43,2

    36,0

    79,2

    В-Ц4-75-5 N 5

    шт.

    2

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    9,6

    8,0

    17,6

    37

    Калорифер

    шт.

    2

    К-5Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    10,1

    12,0

    22,1

    Итого нормативная трудоёмкость по установке каталитического риформинга

    15335,4

    874,7

    10975,2

    27185,3

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    12366,7

    463,9

    10317,1

    23147,7

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    9326,3

    463,9

    8141,4

    17931,5

    Установка гидроочистки керосина и дизельного топлива

    Секция 200

    П ППР, с.143

    1

    Реактор гидроочистки и депарафинизации

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    103,5

    345,0

    448,5

    П ППР, с.131

    2

    Колонна стабилизации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    22

    66

    220

    33,0

    110,0

    143,0

    3

    Колонна отдува сероводорода из бензина

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    14

    42

    140

    21,0

    70,0

    91,0

    П ППР, с.137

    4

    Теплообменник нагр. г/с смеси Ду-800 мм

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,3

    6

    18

    60

    27,0

    90,0

    117,0

    5

    Теплообменник нагрева нестаб. гидрогенизата

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    6

    Холодильник парогазовой смеси

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    6

    18

    60

    9,0

    30,0

    39,0

    7

    Холодильник бензина

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    «Регламент», с.79

    8

    Возд. конденсатор- холодильник парогаз. смеси АВГ-20-Ж-6,3

    шт.

    2

    К-16Т-15С-К

    16

    0,063

    0,063

    61,3

    122,6

    122,6

    9

    Воздушный холодильник АВГ-20-Ж-2,5(1,6)

    шт.

    4

    К-16Т-15С-К

    16

    0,063

    0,063

    61,3

    245,2

    245,2

    Нч ГПЗ, с.54

    10

    Сырьевая емкость 80 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    11

    Ёмкость ХОВ 4 м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    12

    Емкость ингибитора коррозии 16 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    13

    -«- 100 м

    шт.

    1

    18,00

    18,0

    18,0

    14

    Емкость сероводородной воды 45 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    15

    Сепаратор продуктовый холодн. 14-40 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    16

    Сепаратор бензина 50 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    17

    Газосепаратор сетчатый

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    П ППР, с.138

    18

    Холодильник отбора проб

    шт

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    3,0

    10,0

    13,0

    С TOP, c.411

    19

    Фильтр сетчатый для сырья

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    4

    15

    8,0

    7,5

    15,5

    П ППР, с.143

    20

    Смеситель газов регенерации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    6,0

    20,0

    26,0

    Нч ГПЗ, с.43

    21

    Камера разогрева

    шт.

    1

    14,16

    14,2

    14,2

    22

    Насос НВ 5050 30 РСД

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    10

    30

    80

    100

    30,0

    60,0

    25,0

    115,0

    22

    Насос ЦНС 38110

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    10

    30

    80

    100

    60,0

    120,0

    50,0

    230,0

    22

    Насос подачи сырья НПС 125/65-750-16

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    10

    30

    80

    100

    60,0

    120,0

    50,0

    230,0

    П ППР, с.145

    23

    Насос откачки НК210/200-2в-СДН

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,33

    6

    18

    48

    60

    36,0

    64,0

    40,0

    140,0

    24

    Насос подачи горяч. струи в колонну НК210/200-2г-К1ДН

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    3

    1

    0,667

    0,33

    6

    18

    48

    60

    36,0

    64,0

    40,0

    140,0

    П ППР, с.145

    25

    Насос подачи бензиновой фракции 4ЦГ50/80-К1-22-4-У4

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    36,0

    72,0

    30,0

    138,0

    26

    Насос откачки бензиновой фракции 1 ЦГ25/80-11-4-У4

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    0,75

    0,50

    0,25

    2

    6

    16

    20

    9,0

    16,0

    10,0

    35,0

    27

    Насос приготовления и циркуляции ингибитора коррозии НКб5/125Г-2г-СБОсх1

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    6,0

    12,0

    5,0

    23,0

    28

    Насос подачи ингибитора коррозии НД1.0-16/63К-14В

    шт.

    5

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    30,0

    60,0

    25,0

    115,0

    29

    Насос циркуляции и подачи НК 210/80-1

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    12,0

    24,0

    10,0

    46,0

    30

    Насос НК 200/370Г-1

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    9,0

    18,0

    7,5

    34,5

    31

    Насос подачи ХОВ НРЛ 0,8/63-СУ4

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    2

    6

    16

    20

    6,0

    12,0

    5,0

    23,0

    32

    Насос откачки серо-водородной-воды 1ЦГ 12,5/50а-К1-4-2У4

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    2

    2,00

    1,50

    0,50

    2

    6

    16

    20

    24,0

    48,0

    20,0

    92,0

    33

    Насос подачи серо-органики М500/100 В

    шт.

    2

    К-ЗТ-2С-К

    4

    0,75

    0,50

    0,25

    2

    6

    16

    20

    9,0

    16,0

    10,0

    35,0

    П ППР, с.128

    34

    Трубчатая печь предв. г/о диз. т.

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    132

    396

    1320

    198,0

    660,0

    858,0

    35

    Трубчатая печь стабил. колонны

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    132

    396

    1320

    198,0

    660,0

    858,0

    П ППР, с.160

    36

    Задвижка

    Dy 50

    шт.

    128

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    184,3

    153,6

    337,9

    80

    шт.

    81

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    136,1

    113,4

    249,5

    100

    шт.

    50

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    108,0

    90,0

    198,0

    150

    шт.

    59

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    184,1

    153,4

    337,5

    200

    шт.

    29

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    111,4

    92,8

    204,2

    250

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    32,6

    27,2

    59,8

    300

    шт.

    11

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    52,8

    44,0

    96,8

    П ППР, с.160

    37

    Задвижка с эл. приводом

    Dy 50

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    11,5

    9,6

    21,1

    П ППР, с160

    80

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,8.

    5,4

    18

    4,3

    3,6

    7,9

    100

    шт

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    9,6

    8,0

    17,6

    150

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    57,6

    48,0

    105,6

    200

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    51,8

    43,2

    95,0

    П ППР, с.160

    38

    Клапан запорный (вентиль)

    Dy 15

    шт.

    124

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,1

    0,3

    29,8

    29,8

    20

    шт.

    266

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    127,7

    127,7

    25

    шт.

    544

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    261,1

    261,1

    П ППР, с.160

    39

    Обратный клапан

    Dy до 50

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,9

    1,9

    50

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    2,9

    2,4

    5,3

    80

    шт.

    11

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    7,9

    6,6

    14,5

    100

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    0,7

    0,6

    1,3

    150

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    6,0

    5,0

    11,0

    200-300

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    13,4

    11,2

    24,6

    П ППР, с.160

    40

    Предохранительный клапан

    Dy 25

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,5

    1,5

    3,6

    3,6

    50

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    9,6

    8,0

    17,6

    150

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,2

    3,6

    12

    2,9

    2,4

    5,3

    200

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,5

    4,5

    15

    7,2

    6,0

    13,2

    С ТОР, с.500

    41

    Регулирующие и отсечные клапана

    Dy до 50

    шт.

    15

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    52,8

    52,8

    50

    шт.

    14

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    49,3

    50,4

    99,7

    80

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    5,3

    21

    29,7

    29,4

    59,1

    100

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    6,3

    25

    20,2

    20,0

    40,2

    150

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    7,5

    30

    12,0

    12,0

    24,0

    200

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    10

    40

    16,0

    16,0

    32,0

    Нч д. г., с.39

    42

    Диафрагма

    Dy 50

    шт.

    1

    0,8

    0,8

    0,8

    80

    шт.

    6

    0,8

    4,8

    4,8

    100

    шт.

    4

    1,82

    7,3

    7,3

    150

    шт.

    4

    2,74

    11,0

    11,0

    200

    шт.

    3

    3,64

    10,9

    10,9

    Нч д. г., с.70, п.161

    43

    Уровнемерные колонки

    шт.

    22

    8,42

    185,2

    185,2

    С ТОР, с.411

    44

    Фильтр пусковой тройниковый

    П ППР, с.23

    ФПТ 250*16

    шт.

    4

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    36,0

    30,0

    66,0

    ФПТ 200*16

    шт.

    5

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    45,0

    37,5

    82,5

    ФПТ 150*16

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    12,0

    11,0

    23,0

    С ТОР, с.498

    42

    Трубопроводы

    до 50 мм

    м

    6000

    К-7Т-К

    15

    0,5

    5

    140,0

    140,0

    50

    м

    1110

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    62,2

    33,3

    95,5

    80

    м

    2080

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    174,7

    87,4

    262,1

    100

    м

    1020

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    119,0.

    58,1

    177,1

    150

    м

    1940

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    271,6

    139,7

    411,3

    200

    м

    1320

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    246,4

    118,8

    365,2

    250

    м

    350

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    200

    81,7

    42,0

    123,7

    300

    м

    580

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    162,4

    76,6

    239,0

    350

    м

    210

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    58,8

    27,7

    86,5

    400

    м

    133

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    250

    37,2

    20,0

    57,2

    600

    м

    10

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    80

    300

    3,7

    1,8

    5,5

    Регламент, с.87

    43

    Кран мостовой эл. Г/п=5 т

    шт.

    2

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    6,0

    3,3

    9,3

    44

    Кран мостовой эл. подвесной г/п=3,2 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    45

    Кран мостовой ручной г/п=2 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    46

    Кран мостовой ручной г/п=3,2 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    47

    Таль шестеренная г/п=0,5 т

    шт.

    4

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    12,0

    6,7

    18,7

    48

    Промышленная канализация:

    1. колодцы.

    шт.

    34

    С TOP, с.492

    2. трубопроводы

    Dy 50

    м

    10

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    0,3

    0,1

    0,5

    100

    м

    39

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    1,3

    0,6

    1,8

    200

    м

    90

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    10

    35

    4,2

    1,9

    6,1

    250

    м

    156

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    41

    8,7

    3,8

    12,6

    300

    м

    158

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    16

    52

    11,8

    4,9

    16,7

    400

    м

    24

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    21

    70

    2,4

    1,0

    3,4

    49

    Система отопления

    1. Регистры отопления

    ЦТБ, с.67

    Ду100 Ру16

    шт.

    8

    0,19

    1,5

    1,5

    П ППР, с.160

    2. Вентиль Dy 15

    шт.

    30

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    7,2

    6,0

    13,2

    С ТОР, с.501

    50

    Лафетные стволы пожаротуш.

    шт.

    3

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    7,0

    3,6

    10,6

    П ППР, с.152

    51

    Вентиляция:

    В-Ц4-70 N 5

    шт.

    4

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    19,2

    16,0

    35,2

    В-Ц4-70 N 8

    шт.

    2

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    14,4

    12,0

    26,4

    Ц14-46 N 6,3

    шт.

    2

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    14,4

    12,0

    26,4

    Ц14-46 N 5

    шт.

    2

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    9,6

    8,0

    17,6

    Ц14-46 N 4

    шт.

    1

    К-15Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    4,8

    4,0

    8,8

    52

    Калорифер

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    14,4

    12,0

    26,4

    Итого нормативная трудоёмкость по секции 200

    4859,0

    706,0

    4116,6

    9681,6

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    4535,9

    252,0

    3815,0

    8602,9

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    3426,8

    252,0

    2996,1

    6674,9

    Секция 300

    П ППР, с.143

    1

    Реактор гидроочистки

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    23

    69

    230

    34,5

    115,0

    149,5

    2

    Колонна стабилизации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    22

    66

    220

    33,0

    110,0

    143,0

    П ППР, с.138

    3

    Теплообменник сырьев Ду-1000 мм

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    8

    24

    80

    36,0

    120,0

    156,0

    4

    Теплообменник стабилизации 800ТП-УКЭ-1,6-М 12/25-6-4

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    18,0

    60,0

    78,0

    5

    Водяной холодильник 800ХП-УКЭ-6,3

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    6,0

    20,0

    26,0

    6

    Водяной холодильник 630ХПГ-2,5-М3/25-6-4

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    7

    Водяной холодильник 630ХП-2,5

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    8

    Водяной холодильник 630ХПГ-2,5-М3/25-6-4

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    3

    9

    30

    4,5

    15,0

    19,5

    9

    Водяной холодильник

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    3,0

    10,0

    13,0

    «Регламент», с.79

    10

    Возд. холодильник АВГ-20-Ж-6,3

    шт.

    3

    К-16Т-15С-К

    16

    0,063

    0,063

    61,3

    183,9

    183,9

    11

    Возд холодильник АВГ-20-Ж-1,6

    шт.

    3

    К-16Т-15С-К

    16

    0,063

    0,063

    61,3

    183,9

    183,9

    Нч ГПЗ, с.54

    12

    Сепаратор гидроочистки 32 м

    шт.

    2

    4,17

    8,3

    8,3

    13

    Сепаратор бензина 25 м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    14

    Газосепаратор сетчатый 4 м

    шт.

    4

    4,17

    16,7

    16,7

    15

    Сепаратор отбора проб 0,04 м

    шт.

    1

    2,08

    2,1

    2,1

    16

    Отстойник сырья 80 м

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    17

    Ёмкость дрен. ЕПП-40

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    П ППР, с.139

    18

    Ресивер воздуха КИП 2-80-0,8-3

    шт.

    1

    2

    0,5

    5

    15

    15,0

    15,0

    Нч ГПЗ, с.54

    19

    Емкость аварийного сброса 80 м3

    шт.

    1

    12,50

    12,5

    12,5

    П ППР, с.143

    20

    Смеситель газов регенерации

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    4

    12

    40

    6,0

    20,0

    26,0

    С ТОР, с.411

    21

    Фильтр сырьевой СДЖ-150-4,0-1-2

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    12,0

    11,0

    23,0

    П ППР, с.145

    22

    Насос сырьевой НПС 200-700

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,75

    0,25

    10

    30

    80

    100

    60,0

    120,0

    50,0

    230,0

    23

    Насос гидрогенизата НКВ 360/125г-16СДНУ4

    шт.

    2

    К-ЗТ-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    6

    18

    48

    60

    27,0

    48,0

    30,0

    105,0

    П ППР, с.145

    24

    Насос подачи 2ЦГ50/80К

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    36,0

    72,0

    30,0

    138,0

    25

    Насос циркуляции НК 200/3 70Г-1бСБОСх1У4

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    3

    9

    24

    30

    9,0

    18,0

    7,5

    34,5

    26

    Насос НК 210/200Г-2гСДНУ4

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    36,0

    72,0

    30,0

    138,0

    27

    Насос дренажный НВЕ 50/50-3,7-В-55У2

    шт.

    1

    К-4Т-3С-К

    4

    1,00

    0,75

    0,25

    6

    18

    48

    60

    18,0

    36,0

    15,0

    69,0

    28

    Насос откачки н/п из аварийной емк. НД2.5Р10000/10Е-14В

    шт.

    2

    К-ЗТ-2С-К

    4

    0,75

    0,50

    0,25

    3

    9

    24

    30

    13,5

    24,0

    15,0

    52,5

    П ППР, с.129

    29

    Трубчатая печь предварит. гидрооч. керосина

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    132

    396

    1320

    198,0

    660,0

    858,0

    30

    Трубчатая печь стаб. колонны

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    132

    396

    1320

    198,0

    660,0

    858,0

    Нч д. г., с.25

    31

    Подогреватель топливного газа

    шт.

    1

    36,4

    36,4

    36,4

    Нч ГПЗ, с.54

    32

    Сепаратор топл. газа 1,З м

    шт.

    1

    4,17

    4,2

    4,2

    Нч д. г., с.26

    33

    Дымосос

    шт.

    2

    6,82

    13,6

    13,6

    34

    Насос питат. 18МП32х7

    шт.

    2

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    5

    15

    40

    50

    22,5

    40,0

    25,0

    87,5

    35

    Насос циркуляц. НКУ-250 ТУ 26-06-945-74

    шт.

    4

    К-3Т-2С-К

    4

    0,75

    0,5

    0,25

    3

    9

    24

    30

    27,0

    48,0

    30,0

    105,0

    П ППР, с.160

    36

    Задвижка

    шт.

    Dy 50

    шт.

    111

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    159,8

    133,2

    293,0

    80

    шт.

    57

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    95,8

    79,8

    175,6

    100

    шт.

    91

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    196,6

    163,8

    360,4

    150

    шт.

    40

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    124,8

    104,0

    228,8

    200

    шт.

    20

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    76,8

    64,0

    140,8

    250

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    40,8

    34,0

    74,8

    300

    шт.

    12

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    57,6

    48,0

    105,6

    350

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,3

    6,9

    23

    22,1

    18,4

    40,5

    400

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,8

    8,4

    28

    13,4

    11,2

    24,6

    П ППР, с.160

    37

    Задвижка с электроприводом

    шт.

    Dy 50

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    1,6

    4,8

    3,8

    3,8

    80

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,8

    5,4

    18

    4,3

    3,6

    7,9

    100

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    4,8

    4,0

    8,8

    150

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    40,3

    33,6

    73,9

    200

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    32,4

    27,0

    59,4

    250

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3,7

    11,1

    37

    8,9

    7,4

    16,3

    500

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,6

    13,8

    46

    11,0

    9,2

    20,2

    П ППР, с.160

    38

    Клапан запорный

    Dy 15

    шт.

    85

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,1

    0,3

    20,4

    20,4

    20

    шт.

    120

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    57,6

    57,6

    25

    шт.

    540

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    259,2

    259,2

    32

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,3

    0,9

    5,8

    5,8

    П ППР, с.160

    39

    Обратный клапан

    Dy до 50

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    0,5

    0,5

    50

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    0,5

    0,4

    0,9

    80

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    0,7

    0,6

    1,3

    150

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    3,6

    3,0

    6,6

    П ППР, с.160

    200

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    11,8

    9,8

    21,6

    300

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    3,4

    2,8

    6,2

    350

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    1,7

    1,4

    3,1

    П ППР, с.160

    40

    Предохранительный клапан

    Dy до 50

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,5

    1,5

    8,4

    8,4

    50

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    6,0

    5,0

    11,0

    80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    2,9

    2,4

    5,3

    100

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,8

    2,4

    8

    1,9

    1,6

    3,5

    200

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,5

    4,5

    15

    7,2

    6,0

    13,2

    С ТОР, с.500

    41

    Регулирующие и отсечные клапана

    Dy до 50

    шт.

    20

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    70,4

    70,4

    50

    шт.

    18

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    63,4

    64,8

    128,2

    80

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    5,3

    21

    21,2

    21,0

    42,2

    100

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    6,3

    25

    5,0

    5,0

    10,0

    150

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    7,5

    30

    6,0

    6,0

    12,0

    200

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    10

    40

    16,0

    16,0

    32,0

    Нч д. г., с.39

    42

    Диафрагма

    Dy 50

    шт.

    5

    0,8

    4,0

    4,0

    80

    шт.

    4

    0,8

    3,2

    3,2

    100

    шт.

    3

    1,82

    5,5

    5,5

    150

    шт.

    10

    2,74

    27,4

    27,4

    200

    шт.

    5

    3,64

    18,2

    18,2

    Нч д. г., с.70, п.161

    43

    Уровнемерные колонки

    шт.

    15

    8,42

    126,3

    126,3

    С ТОР, с.411

    44

    Фильтр пусковой тройниковый

    шт.

    П ППР, с.23

    ФПТ 300*16

    шт.

    2

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    18,0

    15,0

    33,0

    ФПТ 250*40

    шт.

    4

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    36,0

    30,0

    66,0

    ФПТ 150*16

    шт.

    4

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    6

    22

    24,0

    22,0

    46,0

    С ТОР, с.498

    45

    Трубопроводы

    до 50 мм

    м

    4500

    К-7Т-К

    15

    0,5

    5

    105,0

    105,0

    50

    м

    1150

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    64,4

    34,5

    98,9

    80

    м

    3065

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    257,5

    128,7

    386,2

    100

    м

    810

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    94,5

    46,2

    140,7

    150

    м

    1450

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    203,0

    104,4

    307,4

    200

    м

    1092

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    203,8

    98,3

    302,1

    250

    м

    280

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    50

    200

    65,3

    33,6

    98,9

    300

    м

    410

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    114,8

    54,1

    168,9

    350

    м

    460

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    128,8

    60,7

    189,5

    400

    м

    202

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    250

    56,6

    30,3

    86,9

    450

    м

    21

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    250

    5,9

    3,2

    9,0

    Регламент, с.87

    46

    Кран мостовой эл. 5 т

    2

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    6,0

    3,3

    9,3

    47

    Таль эл. г/п=3,2 т

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    48

    Таль шестеренная г/п=0,5 т

    3

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    9,0

    5,0

    14,0

    49

    Промышленная канализация:

    1. колодцы.

    39

    С ТОР, с.492

    2. трубопроводы

    Dy 50

    м

    28

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    0,9

    0,4

    1,3

    100

    м

    119

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    3,9

    1,7

    5,6

    150

    м

    54

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    9

    30

    2,3

    1,0

    3,2

    200

    м

    237

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    10

    35

    11,1

    5,0

    16,0

    250

    м

    238

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    41

    13,3

    5,9

    19,2

    300

    м

    328

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    16

    52

    24,5

    10,2

    34,7

    50

    Система отопления

    ЦТБ, с.67

    1. Регистры отопл.

    6

    0,19

    1,1

    1,1

    П ППР, с.160

    2. Вентиль Dy 15

    28

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    6,7

    5,6

    12,3

    С ТОР, с.501

    51

    Лафетные стволы пожаротушения

    3

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    7,0

    3,6

    10,6

    52

    Пожарные гидранты

    2

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    4,7

    2,4

    7,1

    П ППР, с.152

    53

    Вентиляция:

    ВР-86-77 N 6,3

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    В-Ц4-70 N 8

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    Ц14-46 N 6,3

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    ВР-300-45 N3,15

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    45,0

    10,0

    55,0

    54

    Калорифер

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,25

    3

    9

    30

    14,4

    15,0

    29,4

    Итого нормативная трудоёмкость по секции 300

    4697,0

    478,0

    3727,2

    8902,2

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    4303,1

    277,2

    3539,1

    8119,4

    Нормативная трудоемкость, работ выполняемых собственными силами

    3218,7

    277,2

    2741,4

    6237,3

    Котельная утилизации

    П ППР, с.160

    1

    Задвижка

    «

    Ду-50

    шт.

    20

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    28,8

    24,0

    52,8

    «

    Ду-80

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    11,8

    9,8

    21,6

    «

    Ду-100

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    10,8

    9,0

    19,8

    «

    Ду-150

    шт.

    8

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,3

    3,9

    13

    25,0

    20,8

    45,8

    «

    Ду-200

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    23,0

    19,2

    42,2

    «

    Ду-300

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,7

    5,1

    17

    4,1

    3,4

    7,5

    П ППР, с.160

    2

    Задвижка с эл. приводом

    «

    32

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    1,6

    4,8

    7,7

    7,7

    «

    50

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    7,7

    6,4

    14,1

    «

    100

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    9,6

    8,0

    17,6

    «

    150

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,4

    7,2

    24

    23,0

    19,2

    42,2

    «

    200

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    38,9

    32,4

    71,3

    П ППР, с.160

    3

    Клапан запорный (вентиль)

    «

    10

    шт.

    28

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,1

    0,3

    6,7

    6,7

    «

    15

    шт.

    15

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,1

    0,3

    3,6

    3,6

    «

    20

    шт.

    94

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    45,1

    45,1

    «

    25

    шт.

    31

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    14,9

    14,9

    «

    32

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,3

    0,9

    2,9

    2,9

    «

    50

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    1,4

    1,2

    2,6

    «

    80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,4

    1,2

    4

    1,9

    1,6

    3,5

    П ППР, с.160

    4

    Обратный клапан

    «

    50

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    1,4

    1,2

    2,6

    «

    80

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    1,4

    1,2

    2,6

    «

    100

    шт.

    60

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    43,2

    36,0

    79,2

    «

    150

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    4,8

    4,0

    8,8

    П ППР, с. 160

    5

    Предохранительный клапан

    «

    50

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,5

    1,5

    5

    2,4

    2,0

    4,4

    «

    80

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    5,8

    4,8

    10,6

    С ТОР, с.500

    6

    Регулирующие и отсечные клапана

    20

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    7,0

    7,0

    «

    25

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    4,4

    7,0

    7,0

    «

    50

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    4,4

    18

    3,5

    3,6

    7,1

    «

    80

    шт.

    1

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    5,3

    21

    4,2

    4,2

    8,4

    «

    150

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    7,5

    30

    12,0

    12,0

    24,0

    Нч д.г., с.39

    7

    Диафрагма

    «

    50

    шт.

    3

    0,8

    2,4

    2,4

    «

    80

    шт.

    1

    0,8

    0,8

    0,8

    «

    100

    шт.

    12

    1,82

    21,8

    21,8

    «

    150

    шт.

    2

    2,74

    5,5

    5,5

    «

    200

    шт.

    4

    3,64

    14,6

    14,6

    Нч д. г., с.70, п.161

    8

    Уровнемерные колонки

    шт.

    1

    8,42

    8,4

    8,4

    «

    9

    Указатели уровня прямого действия

    шт.

    2

    8,42

    16,8

    16,8

    «

    10

    Указатели уровня сниженные

    шт.

    4

    8,42

    33,7

    33,7

    С ТОР, с.498

    11

    Трубопроводы

    до Ду 50 мм

    м

    460

    К-7Т-К

    15

    0,5

    5

    10,7

    10,7

    «

    50

    м

    326

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    18,3

    9,8

    28,0

    «

    80

    м

    166

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    18

    70

    13,9

    7,0

    20,9

    «

    100

    м

    67

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    25

    95

    7,8

    3,8

    11,6

    «

    150

    м

    160

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    30

    120

    22,4

    11,5

    33,9

    «

    200

    м

    110

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    40

    150

    20,5

    9,9

    30,4

    «

    300

    м

    19

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    60

    220

    5,3

    2,5

    7,8

    «

    12

    Пожарный гидрант

    шт.

    1

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    2,3

    0,0

    2,3

    «

    13

    Промышленная канализация

    «

    1. колодцы

    шт.

    16

    С ТОР, с.492

    2. трубопроводы

    Ду 80

    м

    10

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    24

    0,3

    0,1

    0,5

    «

    150

    м

    74

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    9

    30

    3,1

    1,3

    4,4

    «

    200

    м

    64

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    10

    35

    3,0

    1,3

    4,3

    «

    250

    м

    71

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    41

    4,0

    1,7

    5,7

    «

    300

    м

    71

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    16

    52

    5,3

    2,2

    7,5

    » — с.501

    14

    Система отопления

    «

    1 Тепловой узел

    шт.

    1

    К-9Т-К

    5

    1,8

    0,2

    12,0

    50,0

    21,6

    10,0

    31,6

    ЦТБ, с.67

    2. Регистры отоп.

    шт.

    7

    0,19

    1,3

    1,3

    с.498

    3. Трубопроводы

    м

    70

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    1,6

    0,8

    2,5

    П ППР, с.160

  4. 4. Вентили

    шт.

    12

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    2,9

    2,4

    5,3

    П ППР, с.152

    15

    Вентиляция

    шт.

    «

    Дымосос ДН-24М

    шт.

    2

    К-6Т-5С-К

    6

    1

    0,167

    2

    6

    20

    12,0

    6,7

    18,7

    «

    1. В-Ц4-75-4 N 4

    шт.

    1

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    22,5

    5,0

    27,5

    «

    2. В-Ц4-75-4 N 5

    шт.

    4

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    2

    6

    20

    90,0

    20,0

    110,0

    «

    З. В-Ц4-75-4 N 8

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,25

    3

    9

    30

    67,5

    15,0

    82,5

    «

    16

    Калорифер

    шт.

    3

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    21,6

    18,0

    39,6

    П ППР, с.138

    18

    Холодильник отбора проб

    шт.

    3

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    2

    6

    20

    9,0

    30,0

    39,0

    Нч д.г., с.36

    19

    Котёл-утилизатор

    шт.

    2

    18,54

    37,1

    37,1

    Нч д.г., с.70

    20

    Деаэрационная установка

    шт.

    1

    36,86

    36,9

    36,9

    С ТОР, с. 410

    21

    Сепаратор непрер. продувки

    шт.

    1

    К-3Т-К

    4

    0,75

    0,25

    4,5

    15

    3,4

    3,8

    7,1

    22

    Расширитель период, продувки

    шт.

    1

    К-3Т-К

    4

    0,75

    0,25

    7,5

    25

    5,6

    6,3

    11,9

    П ППР, с.140

    23

    Подогреватель химочищ. воды

    шт.

    1

    К-Т-К

    2

    0,5

    0,5

    1

    3

    10

    1,5

    5,0

    6,5

    Нч д. г., с.35

    24

    Хододильник воды непрер. продувки

    шт.

    1

    13,66

    13,7

    13,7

    «

    25

    Холодильник продув. воды

    шт.

    1

    13,66

    13,7

    13,7

    П ППР, с.148

    26

    Насос питательный 18МП 32×7

    шт.

    2

    К-9Т-К

    5

    1,8

    0

    0,2

    5

    15

    40

    50

    54,0

    0,0

    20,0

    74,0

    27

    Насос циркуляционный НКУ-250

    шт.

    4

    К-9Т-К

    5

    0,6

    0

    0,2

    3

    9

    24

    30

    21,6

    0,0

    24,0

    45,6

    Регламент, с.87

    28

    Таль шестерённая г/п-1 т.

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    Итого нормативная трудоёмкость по котельной утилизации

    1021,2

    0,0

    443,9

    1465,1

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    804,6

    43,1

    410,6

    1258,4

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    711,6

    43,1

    352,9

    1107,6

    Итого нормативная трудоёмкость по установке гидроочистки керосина и дизельного топлива

    10577,2

    1184,0

    8287,7

    20048,9

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    0,0

    0,0

    0,0

    0,0

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    0,0

    0,0

    0,0

    0,0

    Компрессорное отделение

    С ТОР, с.498

    1

    Труба 108×3,5

    м

    24,25

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    6

    25

    0,7

    0,4

    1,0

    2

    Труба 108×4

    м

    17,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    6

    25

    0,5

    0,3

    0,8

    3

    Труба 108×4,5

    м

    20

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    6

    25

    0,6

    0,3

    0,9

    4

    Труба 108×6

    м

    50

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    6

    25

    1,4

    0,8

    2,2

    5

    Труба 159×4

    м

    37

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    29

    1,2

    0,6

    1,9

    6

    Труба 159×4,5

    м

    47

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    29

    1,5

    0,8

    2,4

    7

    Труба 159×6

    м

    90

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    29

    2,9

    1,6

    4,5

    8

    Труба 159×7

    м

    56

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    7

    29

    1,8

    1,0

    2,8

    9

    Труба 219×4,5

    м

    16

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    8

    33

    0,6

    0,3

    0,9

    10

    Труба 219×6

    м

    80

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    8

    33

    3,0

    1,6

    4,6

    11

    Труба 219×7

    м

    49

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    8

    33

    1,8

    1,0

    2,8

    12

    Труба 219×9

    м

    33

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    8

    33

    1,2

    0,7

    1,9

    13

    Труба 325×6

    м

    51

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    14

    55

    3,3

    1,7

    5,0

    14

    Труба 325×8

    м

    25

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    14

    55

    1,6

    0,8

    2,5

    15

    Труба 377×9

    м

    1,5

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    20

    75

    0,1

    0,1

    0,2

    16

    Труба 426×9

    м

    6

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    20

    75

    0,6

    0,3

    0,8

    17

    Труба 530×12

    м

    19

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    24

    88

    2,1

    1,0

    3,1

    18

    Труба 57×3

    м

    393,7

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    19

    9,2

    4,5

    13,7

    19

    Труба 57×3,5(4)

    м

    160

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    19

    3,7

    1,8

    5,6

    20

    Труба 630×12

    м

    4

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    24

    88

    0,4

    0,2

    0,7

    21

    Труба 89×3

    м

    267

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    6

    25

    7,5

    4,0

    11,5

    22

    Труба 89×3,5

    м

    47

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    6

    25

    1,3

    0,7

    2,0

    С TOP, с.499

    23

    Кран шаровой Ду500

    шт.

    4

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3,5

    14

    0,1

    0,1

    0,2

    П ППР, с.160

    24

    Задвижка эл. прив. Ду200

    шт.

    10

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,7

    8,1

    27

    64,8

    54,0

    118,8

    Ду100

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    24,0

    20,0

    44,0

    П ППР, с.160

    25

    Задвижка

    шт.

    Ду100

    шт.

    32

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,9

    2,7

    9

    69,1

    57,6

    126,7

    Ду200

    шт.

    30

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    1,6

    4,8

    16

    115,2

    96,0

    211,2

    Ду300

    шт.

    5

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2

    6

    20

    24,0

    20,0

    44,0

    Ду50

    шт.

    21

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    30,2

    25,2

    55,4

    Ду80

    шт.

    27

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    45,4

    37,8

    83,2

    П ППР, с.160

    26

    Вентиль

    шт.

    Ду40

    шт.

    38

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,3

    0,9

    27,4

    27,4

    Ду25

    шт.

    120

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    57,6

    57,6

    Ду15

    шт.

    23

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,1

    0,3

    5,5

    5,5

    П ППР, с.160

    27

    Клапан обратный Ду200

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,7

    2,1

    7

    11,8

    9,8

    21,6

    Ду80

    шт.

    6

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,3

    0,9

    3

    4,3

    3,6

    7,9

    Ду50

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,2

    0,6

    2

    3,4

    2,8

    6,2

    Ду40-25

    шт.

    12

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    5,8

    5,8

    28

    Клапан перепускной Ду80

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,6

    1,8

    6

    10,1

    8,4

    18,5

    29

    Клапан предохранительный Ду40

    шт.

    7

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,5

    1,5

    8,4

    8,4

    П ППР, с.160

    30

    Дроссельная заслонка Ду500

    шт.

    2

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    2,6

    7,8

    26

    12,5

    10,4

    22,9

    Нч д. г., с.38

    31

    Огнепреградитель ОП-50-АА

    шт.

    8

    13,66

    109,3

    109,3

    Нч ГПЗ, с.42

    32

    Буферные емкости 1,5 м

    шт.

    14

    2,08

    29,2

    29,2

    Маслохозяйство:

    34

    Емкость хранения 5 м

    шт.

    3

    4,17

    12,5

    12,5

    С ТОР, с.456

    35

    Маслостанции насос Г-11-24

    шт.

    9

    К-4Т-3С-К

    4

    1,5

    0,5

    0,25

    2,5

    8

    33,8

    18,0

    51,8

    П ППР,
     с.160

    36

    Вентили

    шт.

    38

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    9,1

    7,6

    16,7

    37

    Маслонасосы: уплотнение АЗ-ЗВ863

    шт.

    4

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,5

    0,25

    3

    10

    12,0

    5,0

    17,0

    Н-121 НМШ-15-25-404Б

    шт.

    2

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,5

    0,25

    3

    10

    6,0

    5,0

    11,0

    Н-330 НМШ-15-25-404Б

    шт.

    3

    К-4Т-3С-К

    4

    1

    0,5

    0,25

    4

    15

    12,0

    11,3

    23,3

    С TOP, с.411

    Фильтра Ф-330

    шт.

    3

    К-4Т-К

    4

    1

    0,25

    9

    30

    27,0

    22,5

    49,5

    38

    Система отопления

    ЦТБ, с.67

    Регистры

    шт.

    58

    0,19

    11,0

    11,0

    П ППР, с.152

    Калориферы

    шт.

    22

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    3

    9

    30

    158,4

    132,0

    290,4

    Узлы ввода

    шт.

    3

    П ППР, с.160

    Вентили

    шт.

    68

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,1

    0,3

    1

    16,3

    13,6

    29,9

    Задвижки

    шт.

    28

    К-4Т-К

    5

    0,8

    0,2

    0,4

    1,2

    4

    26,9

    22,4

    49,3

    П ППР, с.152

    39

    Вентиляция:

    П1 В-Ц4-75 (N 12,5)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    5

    15

    50

    112,5

    20,0

    132,5

    П2 В-Ц4-75 (N 6,3)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    3

    9

    30

    67,5

    12,0

    79,5

    П3 В-Ц4-75 (N 5)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    45,0

    8,0

    53,0

    П4,10 В-Ц4-75 (N 10)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    5

    15

    50

    112,5

    20,0

    132,5

    П6 В-Ц4-75 (N 5)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    45,0

    8,0

    53,0

    П7 В-Ц14-46 (N 2,5)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    45,0

    8,0

    53,0

    П8-9 (N 6,3)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    3

    9

    30

    67,5

    12,0

    79,5

    ПЭ1-7 (N 2,5)

    шт.

    14

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    315,0

    56,0

    371,0

    АП1-4 (N 10)

    шт.

    6

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    5

    15

    50

    337,5

    60,0

    397,5

    В1 (N 4)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    45,0

    8,0

    53,0

    В2 (N 2,5)

    шт.

    1

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    22,5

    4,0

    26,5

    С-400

    П1 (N 8)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    3

    9

    30

    67,5

    12,0

    79,5

    П2 (N 4)

    шт.

    1

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    22,5

    4,0

    26,5

    ПЗ (N 6,3)

    шт.

    1

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    3

    9

    30

    33,8

    6,0

    39,8

    П4 (N 3,15)

    шт.

    2

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    45,0

    8,0

    53,0

    ПЭ1,2 (N 3)

    шт.

    5

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    2

    6

    20

    112,5

    20,0

    132,5

    АП4 (N 8)

    шт.

    3

    К-15Т-К

    4

    3,75

    0,2

    3

    9

    30

    101,3

    18,0

    119,3

    Нч д.г., с.66

    40

    Вытяжка дефлектора ВЭ

    шт.

    35

    2,28

    79,8

    79,8

    Регламент, с.87

    41

    Кран мостовой 5 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    42

    Кран ручной 5 т

    шт.

    1

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    3,0

    1,7

    4,7

    43

    Таль ручная 1 т

    шт.

    6

    К-5Т-К

    6

    0,833

    0,167

    3

    10

    18,0

    10,0

    28,0

    С ТОР, с.501

    44

    Пожарный гидрант

    шт.

    4

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    9,3

    4,8

    14,1

    45

    Лафетные стволы

    шт.

    3

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    5

    20

    0,1

    0,0

    0,1

    46

    Промышленная канализация:

    Колодцы

    шт.

    26

    Трубопроводы

    м

    230

    К-7Т-К

    15

    0,5

    0,06

    12

    50

    12,9

    6,9

    19,8

    П ППР, с.153

    96

    Компрессор 2ГМ 16-31/24-36УХЛ4

    шт.

    2

    К-6Т-2С-К

    2

    2

    0,7

    0,33

    23

    69

    184

    230

    276,0

    245,3

    153,3

    674,7

    97

    Компрессор 4ГЦ-230/24-31УХЛ4

    шт.

    2

    К-2С-К

    3

    0,7

    0,33

    23

    184

    230

    245,3

    153,3

    398,7

    П ППР, с.153

    98

    Поршн. компрессор 2ГМ16-24/40-60С-УХЛ4

    шт.

    5

    К-6Т-С-К

    2

    2

    0,7

    0,33

    23

    69

    184

    230

    690,0

    613,3

    383,3

    1686,7

    Итого нормативная трудоёмкость по газовой компрессорной

    3719,7

    1104,0

    1606,4

    6430,1

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    1885,9

    686,9

    1199,4

    3772,3

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    1837,8

    686,9

    1153,6

    3678,3

    Итого нормативная трудоёмкость по комплексу облагораживания моторных топлив

    29632,3

    3162,7

    20869,3

    53664,3

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    14252,6

    1150,8

    11516,6

    26920,0

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    11164,1

    1150,8

    9294,9

    21609,9

    Итого нормативная трудоёмкость по пр-ву N 2

    54101,7

    9111,7

    42995,9

    106209,3

    Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

    36792,7

    5666,1

    32457,5

    74916,2

    Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

    27814,8

    5666,1

    25584,1

    59064,9

    Нормативная явочная численность, чел

    13,9

    2,8

    12,8

    29,5

    Расчетная списочная численность, чел.

    16,7

    3,4

    15,3

    35,4

    в том числе на выполнение работ, %

    — слесарных.

    74%

    26,2

    — сварочных

    4%

    1,4

    — станочных

    19%

    6,7

    — прочих

    3%

    1,1

    в т.ч. на действующие объекты пр-ва N 2

    27,7

    на вновь ввод, объекты ЛКС (секции 200, 300)

    7,7

Примечание: 1. К нормативной трудоёмкости ремонтов машинного оборудования применён коэффициент использования оборудования (0,7)

2. Трудоемкость капитального ремонта технологического и вспомогательного оборудования откорректирована с учетом объемов работ, выполняемых собственными силами (в среднем 0,8).

Обоснование:

  1. 1. «Положение о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», Волгоград, 1977 г. (П ППР)

  2. 2. «Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий», Москва, 1989 г. (С ТОР).

  3. 3. «Регламенты обслуживания газоперерабатывающего оборудования основного и вспомогательного назначения», Тюмень, 1990 г. (Регламент)

  4. 4. «Нормативы численности рабочих в добыче газа», Москва, 2000 г. (Нч д.г.)

  5. 5. «Нормативы численности рабочих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности», Москва, 1988 г. (Нч ГПЗ)

3. Ремонт технологического и вспомогательного оборудования Производства N 3

Наименование профессий: слесарь по ремонту технологических установок, электрогазосварщик, газорезчик, станочник широкого профиля и др.

Основание, стр.

N п.п.

Наименование оборудования

Ед. изм.

Коли-
чество обору-
дования, всего

Структура ремонтного цикла

Длит. рем. цикла, годы

Кол-во ремонтов в расчете на год

Категории трудоёмкости

Норма трудоемкости ед-цы оборудования по видам ремонта, чел.-ч

Нормативная трудоёмкость в расчете на год, чел.-ч

ТР

СР

КР

ТР

СР

КР

ТР

СР

КР

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

П ППР, с.127

Значение условной единицы категории трудоёмкости ремонта, чел.-ч.

3,0

8,0

10,0

Резервуарный парк N 1

Резервуарный парк ДК-2

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

АХП45/31-А-СД

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

2

6

16

20

6,0

12,0

5,0

23,0

«

КМН 80-65-175 (ПТ 1-2,5100)

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НК-560/180

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

48

60

36,0

72,0

30,0

138,0

«

НК-560/300

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

48

60

36,0

72,0

30,0

138,0

«

НК-560/335

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

48

60

18,0

36,0

15,0

69,0

П ППР, с.14

2.

Резервуары горизонтальные 200 м

шт.

24

К-4Т-К

16

0,25

0,063

30

90

300

540,0

450,0

990,0

С ТОР, с.477

3

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

С ТОР, с.477

4

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

Регламент, с.87

5.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

П ППР, с.13

6

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.16

7.

Вентили

«

160×25

шт.

173

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

83,0

83,0

П ППР, с.16

8.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

64

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

92,2

76,8

169,0

«

16×80

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

11,8

9,8

21,6

«

16×100

шт.

55

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

118,8

99,0

217,8

«

16×150

шт.

54

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

168,5

140,4

308,9

«

16×200

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

92,2

76,8

169,0

«

16×300

шт.

26

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

124,8

104,0

228,8

«

40×150

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

103,7

86,4

190,1

П ППР, с.16

9.

Задвижки с э/приводом

«

16*100

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

9,6

8,0

17,6

«

16*300

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

230,4

192,0

422,4

П ППР, с.16

10.

Клапан предохранительный

«

16*150

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,2

3,6

12

69,1

57,6

126,7

П ППР, с.16

11.

Клапан обратный

«

16*50

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

0,5

0,4

0,9

С ТОР, с.501

12.

Пожарные гидранты

шт.

2

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

2,8

1,2

4,0

«

13.

Лафетные стволы

шт.

8

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

11,2

4,8

16,0

Итого нормативная трудоёмкость

3083,0

204,0

2001,7

5288,8

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2562,1

85,8

1739,1

4387,0

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2562,1

85,8

1694,2

4342,0

Резервуарный парк ДК-3

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

АХП45/31-А-СД

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

2

6

20

6,0

5,0

11,0

«

КМН 80-65-175 (ВК 2/26)

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

10

6,0

5,0

11,0

«

КМН 80-65-175 (ПТ1-4/100)

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

10

6,0

5,0

11,0

«

НК-560/300

шт.

3

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

60

54,0

45,0

99,0

«

НК-560/335

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

60

18,0

15,0

33,0

П ППР, с.141

Резервуары сферические 600 м

шт.

16

К-4Т-К

16

0,25

0,063

65

195

650

780,0

650,0

1430,0

С ТОР, с. 477

2.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

«

3.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.139

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

Регламент, с.87

4.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

П ППР, с.16

5.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

151

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

217,4

181,2

398,6

«

16×100

шт.

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

17,3

14,4

31,7

«

16×150

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

43,7

36,4

80,1

«

16×300

шт.

160

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

768,0

640,0

1408,0

«

40×200

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

5,8

4,8

10,6

П ППР, с.16

6

Задвижки с э/приводом

«

16×500

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,6

13,8

46

33,1

27,6

60,7

«

40×300

шт.

57

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

711,4

592,8

1304,2

П ППР, с.16

7.

Клапан предохранительный

«

16×100

шт.

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,8

2,4

8

30,7

25,6

56,3

«

Клапан обратный

«

16×100

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

1,4

1,2

2,6

Система ТО

8.

Трубопроводы, :

и ТР, с.498

1000

м

1500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

56,0

270,0

326,0

«

500

м

2000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

74,7

360,0

434,7

«

200

м

1500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

28,0

135,0

163,0

«

100

м

1000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

11,7

57,0

68,7

«

50

м

3000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

16,8

90,0

106,8

СТОР, с.501

9.

Пожарные гидранты

шт.

7

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

9,8

4,2

14,0

«

10.

Лафетные стволы

шт.

13

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

18,2

7,8

26,0

Итого нормативная трудоёмкость

4236,5

0,0

3782,5

8019,0

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

3743,2

0,0

3542,9

7286,1

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

3574,7

0,0

2565,9

6140,7

Резервуарный парк ДК-4

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

НК-360/125

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

60

18,0

15,0

33,0

«

НК-560/120

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

60

18,0

15,0

33,0

«

НКВ-600/320

шт.

4

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

6

18

60

72,0

60,0

132,0

СТОР, с.477

2.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

3

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

67,5

25,5

93,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

«

1

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

27,0

10,5

37,5

«

до 25 в/выпускн. устр.

«

2

К-9Т-К

10

0,45

0,05

240

800

216,0

80,0

296,0

Регламент, с.87

3.

Кран ручной однобал. 5 т

шт.

1

26,32

26,3

26,3

«

» 1 т

шт.

1

17,61

17,6

17,6

4.

Резервуары сферические 600 м

шт.

16

К-4Т-К

16

0,25

0,063

65

195

0

650

780,0

0,0

650,0

1430,0

П ППР, с.13

5.

Емкость 12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.16

6.

Задвижки, Ду:

«

500

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

31,2

36,4

249,6

72,8

322,4

«

300 эл. пр.

шт.

100

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

48

56

3840,0

1120,0

4960

«

200

шт.

40

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

19,2

22,4

614,4

179,2

793,6

«

100

шт.

40

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

10,8

12,6

345,6

100,8

446,4

«

50

шт.

50

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

7,2

8,4

288,0

84,0

372,0

Система ТО

7

Трубопроводы, :

и ТР с.498

500

м

1340

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

50,0

241,2

291,2

300

м

5000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

140,0

660,0

800,0

200

м

500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

9,3

45,0

54,3

100

м

1000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

11,7

57,0

68,7

50

м

500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

2,8

15,0

17,8

Итого нормативная трудоёмкость

6795,4

0,0

3431,0

10226,4

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

6649,9

0,0

3364,8

10014,6

Нормативная трудоемкость работ, вылолняемые собственными силами

6457,4

0,0

2281,6

8739,0

Пункт замера ДК и факельное хозяйство

П ППР, с.14

1

Насосы НВ 5050

шт.

2

К-4Т-С-К

1

4

1

1

6

18

48

60

144,0

96,0

120,0

360,0

П ППР с.14

1

Насосы АХП 45/31

шт.

2

К-4Т-С-К

1

4

1

1

6

18

48

60

144,0

96,0

120,0

360,0

2

Емкость

П ППР, с.139

12,5 м

шт.

2

2

0,5

1

3

3,0

3,0

П ППР, с.13

3

Сепараторы 60 м

шт.

4

К-7Т-К

8

0,9

0,125

2

6

20

21,0

10,0

31,0

П ППР, с.160

Задвижки, :

«

16×1000

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

7,8

26

12,5

10,4

22,9

«

16×200

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

19,2

16,0

35,2

«

16×100

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

21,6

18,0

39,6

«

16×50

шт.

35

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

50,4

42,0

92,4

Система ТО

4

Трубопроводы, :

и ТР, с.498

1000

м

1500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

56,0

270,0

326,0

«

500

м

2000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

74,7

360,0

434,7

«

200

м

1500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

28,0

135,0

163,0

«

100

м

1000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

11,7

57,0

68,7

«

50

м

3000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

16,8

90,0

106,8

Итого нормативная трудоёмкость

458,8

96,0

1128,4

1683,2

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

408,4

62,4

1086,4

1557,2

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

62,4

174,4

476,8

240,0

Итого нормативная трудоёмкость по резервуарному парку N 1

14573,7

300,0

10343,6

25217,4

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

13534,9

159,6

9817,4

23511,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

13064,4

159,6

6800,2

20024,2

Резервуарный парк N 2

Резервуарный парк МТ

П ППР, с.14

1

Насосы

«

КМН-80/175

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НК-210/80

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

36,0

72,0

30,0

138,0

«

НК-560/120

шт.

4

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

72,0

144,0

60,0

276,0

«

НК-65/125

шт.

4

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

3

9

24

30

36,0

72,0

30,0

138,0

П ППР, с.14

2

РВС

«

2000 м

шт.

6

К-4Т-К

20

0,2

0,05

130

390

0

1300

468,0

0,0

390,0

858,0

«

3000 м

шт.

3

К-4Т-К

20

0,2

0,05

180

540

0

1800

324,0,

0,0

270,0

594,0

«

400 м

шт.

3

К-4Т-К

20

0,2

0,05

40

120

0

400

72,0

0,0

60,0

132,0

С ТОР, с.477

2.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

6

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

135,0

51,0

186,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

«

2

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

54,0

21,0

75,0

«

3.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

«

4

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

446,3

216,8

663,0

П ППР, с.13

4.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

40 м

шт.

4

2

0,5

2

6

12,0

12,0

«

50 м

шт.

2

2

0,5

2

6

6,0

6,0

П ППР, с.16

5.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

58

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

83,5

69,6

153,1

«

16×80

шт.

40

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

67,2

56,0

123,2

«

16×100

шт.

22

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

47,5

39,6

87,1

«

16×150

шт.

17

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

53,0

44,2

97,2

«

16×200

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

7,7

6,4

14,1

«

16×250

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,7

5,1

17

57,1

47,6

104,7

«

16×300

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

24,0

20,0

44,0

«

16×500

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

7,8

26

12,5

10,4

22,9

«

25×100

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

2,2

1,8

4,0

«

25×150

шт.

18

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

56,2

46,8

103,0

«

25×200

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

7,7

6,4

14,1

«

25×300

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

19,2

16,0

35,2

«

40×50

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

6,5

5,4

11,9

«

40×80

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,1

3,3

11

2,6

2,2

4,8

«

40×150

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

4,3

3,6

7,9

«

40×300

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,3

9,9

33

7,9

6,6

14,5

«

6.

Задвижки с э/приводом

«

16×80

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

8,6

7,2

15,8

«

16×100

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

28,8

24,0

52,8

«

16×150

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

57,6

48,0

105,6

«

16×200

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,7

8,1

27

38,9

32,4

71,3

«

16×250

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,7

11,1

37

106,6

88,8

195,4

«

16×300

шт.

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

153,6

128,0

281,6

«

40×300

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

37,4

31,2

68,6

«

75×500

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,5

13,5

45

21,6

18,0

39,6

«

7.

Клапан предохранительный

«

200×200

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

25,9

21,6

47,5

«

Клапан обратный

«

200×200

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

30,2

25,2

55,4

Регламент, с.87

8.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

9.

Пожарные гидранты

шт.

7

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

9,8

4,2

14,0

Итого нормативная трудоёмкость

2653,5

300,0

1948,3

4901,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2376,9

195,0

1802,3

4374,2

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2376,9

195,0

1730,3

4302,2

Резервуарный парк СК

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

КМН-80/175

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НВ-50/50

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

2

6

16

20

12,0

24,0

10,0

46,0

«

НК-560/300

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

36,0

72,0

30,0

138,0

«

НК-560/335

шт.

3

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

54,0

108,0

45,0

207,0

«

НК-65/125

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

3

9

24

30

9,0

18,0

7,5

34,5

«

НК-65/35

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

3

9

24

30

9,0

18,0

7,5

34,5

«

НМ-100/25

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

18,0

36,0

15,0

69,0

ПППР, с.14

2

Резервуары 5000 м

шт.

8

К-4Т-К

20

0,2

0,05

300

900

3000

1440,0

1200,0

2640,0

С ТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

90,0

34,0

124,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

«

8

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

216,0

84,0

300,0

«

4.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

«

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

40 м

шт.

1

2

0,5

2

6

3,0

3,0

«

50 м

шт.

1

2

0,5

2

6

3,0

3,0

П ППР, с.16

6

Вентили

«

160×25

шт.

44

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

21,1

21,1

«

7.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

32

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

46,1

38,4

84,5

«

16×80

шт.

13

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

21,8

18,2

40,0

«

16×100

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

4,3

3,6

7,9

«

16×150

шт.

30

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

93,6

78,0

171,6

«

16×200

шт.

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

61,4

51,2

112,6

«

16×300

шт.

19

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

91,2

76,0

167,2

«

16×500

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,2

9,6

32

30,7

25,6

56,3

«

25×200

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

5,8

4,8

10,6

«

40×150

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

21,6

18,0

39,6

«

40×300

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,3

9,9

33

7,9

6,6

14,5

«

8.

Задвижки с э/приводом

«

16×150

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

28,8

24,0

52,8

«

16×200

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,7

8,1

27

13,0

10,8

23,8

«

16×300

шт.

22

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

211,2

176,0

387,2

«

16×500

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

12,5

10,4

22,9

«

40×100

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

11,5

9,6

21,1

«

40×300

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

37,4

31,2

68,6

«

40×500

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

6,5

19,5

65

31,2

26,0

57,2

«

9.

Клапан предохранительный

«

200×200

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

25,9

21,6

47,5

«

10.

Клапан обратный

«

200×200

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

30,2

25,2

55,4

Регламент, с.87

11.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

12.

Пожарные гидранты

шт.

14

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

19,6

8,4

28,0

Итого нормативная трудоёмкость

3733,5

288,0

2592,6

6614,1

Пункт замера СК

П ППР, с.16

1.

Вентили

«

160×25

шт.

13

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

6,2

6,2

«

2.

Задвижки с р/приводом

«

40×50

шт.

33

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

71,3

59,4

130,7

«

40×80

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,1

3,3

11

18,5

15,4

33,9

«

3.

Задвижки с э/приводом

«

40×150

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,9

8,7

29

27,8

23,2

51,0

«

40×200

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,5

10,5

35

25,2

21,0

46,2

Пункт замера ШФЛУ

П ППР, с.16

1.

Задвижки с р/приводом

«

16×300

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

24,0

20,0

44,0

Ремонтная мастерская (поз. 122)

С ТОР, с.477

1.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

90,0

34,0

124,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

6

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

162,0

63,0

225,0

«

2.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

4

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

446,3

216,8

663,0

Система ТО

3.

Трубопроводы, :

и ТР, с.498

1000

м

400

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

14,9

72,0

86,9

«

500

м

3020

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

112,7

543,6

656,3

«

300

м

5800

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

162,4

765,6

928,0

«

250

м

4200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

200

98,0

504,0

602,0

«

100

м

2200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

25,7

125,4

151,1

«

150

м

1340

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

18,8

96,5

115,2

«

80

м

920

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,8

70

7,7

38,6

46,4

«

50

м

1000

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

5,6

30,0

35,6

Итого нормативная трудоёмкость по резервуарному парку N 1

5050,6

288,0

5221,1

10559,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

4295,6

187,2

4856,1

9338,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

3894,3

187,2

2560,4

6641,9

Итого нормативная трудоёмкость по резервуарному парку N 2

7704,1

588,0

7169,4

15461,5

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

6819,8

411,6

6731,4

13962,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

6463,2

411,6

4363,7

11238,5

Резервуарный парк N 3

Резервуарный парк пропана

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

АХП 45/31-А-СД

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

2

6

16

20

6,0

12,0

5,0

23,0

«

КМН 80-65-175

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НК-560/300

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

36,0

72,0

30,0

138,0

«

НК-560/335

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

18,0

36,0

15,0

69,0

П ППР, с.14

2.

Резервуары горизонтальные 200 м

шт.

23

К-4Т-К

16

0,25

0,063

30

90

0

300

517,5

0,0

431,3

948,8

С ТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

«

4.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.16

6.

Вентили

«

160×25

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

11,5

11,5

«

7.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

111

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

159,8

133,2

293,0

«

16×80

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

15,1

12,6

27,7

«

16×100

шт.

18

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

38,9

32,4

71,3

«

16×150

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

31,2

26,0

57,2

«

16×200

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

7,7

6,4

14,1

«

16×500

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,2

9,6

32

7,7

6,4

14,1

«

40×50

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

2,2

1,8

4,0

«

40×80

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,1

3,3

11

2,1

2,2

4,8

«

40×150

шт.

120

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

518,4

432,0

950,4

«

40×200

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

138,2

115,2

253,4

«

40×300

шт.

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,3

9,9

33

63,4

52,8

116,2

«

8.

Задвижки с э/приводом

«

16×150

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

23,0

19,2

42,2

«

40×300

шт.

21

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

262,1

218,4

480,5

«

9.

Клапан предохранительный

«

40×150

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

40,3

33,6

73,9

«

10.

Клапан обратный

«

16×100

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

6,5

5,4

11,9

Система ТО

11.

Трубопроводы, :

и ТР, с.498

500

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

3,7

18,0

21,7

«

400

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

2,8

13,2

16,0

«

300

м

600

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

16,8

79,2

96,0

«

200

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

1,9

9,0

10,9

«

150

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

2,8

14,4

17,2

«

100

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

1,2

5,7

6,9

«

80

м

800

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,8

70

6,7

33,6

40,3

«

50

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

1,1

6,0

7,1

«

20

м

200

15

0,5

0,5

0,5

0,5

Регламент, с.87

12.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

13.

Пожарные гидранты

шт.

4

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

5,6

2,4

8,0

«

14.

Лафетные стволы

шт.

8

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

11,2

4,8

16,0

Итого нормативная трудоёмкость

3289,0

132,0

2379,7

5800,6

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2804,0

85,8

2147,1

5036,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2770,3

85,8

1924,9

4781,0

Резервуарный парк ЛКС (ШФЛУ-1)

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

АХП45/31-А-СД

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

2

6

16

20

6,0

12,0

5,0

23,0

«

КМН 80-65-175

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НК-560/300

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

36,0

72,0

30,0

138,0

«

НК-560/335

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

18,0

36,0

15,0

69,0

П ППР, с.14

2

Резервуары горизонтальные 200 м

шт.

24

К-4Т-К

16

0,25

0,063

30

90

0

300

540,0

0,0

450,0

990,0

С ТОР, с.477

3

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

«

4

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.16

6

Вентили

«

160×15

шт.

72

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,1

0,3

1

17,3

14,4

31,7

«

160×25

шт.

87

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

41,8

34,8

76,6

«

7.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

49

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

70,6

58,8

129,4

«

16×80

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

11,8

9,8

21,6

«

16×100

шт.

56

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

121,0

100,8

221,8

«

16×150

шт.

75

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

234,0

195,0

429,0

«

40×100

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

13,4

11,2

24,6

«

40×200

шт.

32

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

184,3

153,6

337,9

«

8

Задвижки с э/приводом

^

«

16×150

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

23,0

19,2

42,2

«

40×300

шт.

21

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

262,1

218,4

480,5

«

9.

Клапан предохранительный

«

40×150

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

80,6

67,2

147,8

«

10.

Клапан обратный

«

16×100

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

0,7

0,6

1,3

Система ТО

11.

Трубопроводы, :

и ТР, с.498

500

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

3,7

18,0

21,7

«

300-400

м

700

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

19,6

92,4

112,0

«

200

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

1,9

9,0

10,9

«

100

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

1,2

5,7

6,9

«

150

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

2,8

14,4

17,2

«

50

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

1,1

6,0

7,1

«

20

м

150

15

0,5

0,5

0,4

0,0

0,4

Регламент, с.87

12

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

13.

Пожарные гидранты

шт.

6

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

8,4

3,6

12,0

«

14.

Лафетные стволы

шт.

8

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

11,2

4,8

16,0

Итого нормативная трудоёмкость

3039,4

132,0

2152,2

5323,6

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2554,4

85,8

1919,6

4559,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2526,8

85,8

1729,1

4341,8

Резервуарный парк УМТ

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

АХП45/31-А-СД

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

2

6

16

20

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НК-560/300

шт.

4

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

72,0

144,0

60,0

276,0

«

НК-560/335

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

6

18

48

60

18,0

36,0

15,0

69,0

П ППР, с.14

2.

Резервуары горизонтальные 200 м

шт.

24

К-4Т-К

16

0,25

0,063

30

90

0

300

540,0

0,0

450,0

990,0

С ТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

«

4.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

П ППР, с.16

6.

Вентили

«

160×15

шт.

96

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,1

0,3

1

23,0

19,2

42,2

«

160×25

шт.

71

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

34,1

28,4

62,5

«

7.

Задвижки с р/приводом

«

16×50

шт.

142

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

204,5

170,4

374,9

«

16×80

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

11,8

9,8

21,6

«

16×100

шт.

34

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

73,4

61,2

134,6

«

16×150

шт.

98

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

305,8

254,8

560,6

«

40×150

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

13,0

10,8

23,8

«

40×200

шт.

27

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

155,5

129,6

285,1

«

40×500

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,5

13,5

45

43,2

36,0

79,2

«

8.

Задвижки с э/приводом

«

16×150

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

23,0

19,2

42,2

«

16×300

шт.

21

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

201,6

168,0

369,6

«

40×300

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

112,3

93,6

205,9

«

9.

Клапан предохранительный

«

40×150

шт.

24

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

80,6

67,2

147,8

«

10.

Клапан обратный

«

16×50

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

0,5

0,4

0,9

«

16×100

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9.

3

0,7

0,6

1,3

Система ТО

11

Трубопроводы, :

и ТР, с.498

500

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

3,7

18,0

21,7

«

300-400

м

700

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

19,6

92,4

112,0

«

200

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

1,9

9,0

10,9

«

100

м

100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

1,2

5,7

6,9

«

150

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

2,8

14,4

17,2

«

50

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

1,1

6,0

7,1

«

20

м

150

15

0,5

0,5

0,4

0,0

0,4

«

12.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

13.

Пожарные гидранты

шт.

4

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

5,6

2,4

8,0

«

14.

Лафетные стволы

шт.

8

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

11,2

4,8

16,0

Итого нормативная трудоёмкость по резервуарному парку N 1

3286,0

192,0

2361,4

5839,5

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2790,6

124,8

2120,1

5035,5

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2763,0

124,8

1929,6

4817,4

Итого нормативная трудоёмкость по резервуарному парку N 3

9614,4

456,0

6893,3

16963,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

8358,4

319,2

6287,7

14965,3

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

8279,4

319,2

5684,5

14283,1

Резервуарный парк N 4

Резервуарный парк ШФЛУ-3

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

КМН-80/175

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

АХП45/31-А-СД

шт.

1

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,25

2

6

16

20

12,0

26,7

5,0

43,7

«

НК-560/300

шт.

5

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,25

6

18

48

60

180,0

400,0

75,0

655,0

«

НК-560/335

шт.

1

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,25

6

18

48

60

36,0

80,0

15,0

131.0

П ППР, с.14

2.

Резервуары сферические 600 м

шт.

16

К-4Т-К

16

0,25

0,063

65

195

0

650

780,0

0,0

650,0

1430,0

С ТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

«

4.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.16

6.

Вентили

«

160×25

шт.

51

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

24,5

20,4

44,9

«

7.

Задвижки с р/приводом

«

Ду 50×16

шт.

125

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

180,0

150,0

330,0

«

16×100

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

19,4

16,2

35,6

«

16×150

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

15,6

13,0

28,6

«

16×200

шт.

80

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

307,2

256,0

563,2

«

16×300

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

4,8

4,0

8,8

«

40×100

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

10,1

8,4

18,5

«

40×200

шт.

36

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

207,4

172,8

380,2

«

40×300

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,3

9,9

33

39,6

33,0

72,6

«

64×700

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,9

14,7

49

11,8

9,8

21,6

«

8.

Задвижки с э/приводом

«

Ду 100×16

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

14,4

12,0

26,4

«

16×150

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

23,0

19,2

42,2

«

16×300

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

134,4

112,0

246,4

«

40×200

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

5,8

4,8

10,6

«

40×300

шт.

27

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

337,0

280,8

617,8

«

40×500

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

6,5

19,5

65

15,6

13,0

28,6

«

9

Клапан предохранительный

«

200×200

шт.

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

34,6

28,8

63,4

«

10.

Клапан обратный

«

16×50

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

0,5

0,4

0,9

«

16×100

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

2,2

1,8

4,0

Регламент с.87

11.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

12.

Пожарные гидранты

шт.

7

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

9,8

4,2

14,0

«

13.

Лафетные стволы

шт.

12

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

16,8

7,2

24,0

Итого нормативная трудоёмкость

3750,8

518,7

2527,3

6796,8

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

3133,0

156,0

2279,0

5568,0

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

3133,0

156,0

2214,0

5503,0

РП ШФЛУ-4

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

КМН-80/175

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,0

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

НПС 200/700

шт.

2

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,33

10

30

80

100

120,0

266,7

66,7

453,3

«

АХП 45/31-А-СД

шт.

1

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,33

2

6

16

20

12,0

26,7

6,7

45,3

«

НКВ-360/120

шт.

3

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,25

6

18

48

60

108,0

240,0

45,0

393,0

«

НК-560/335

шт.

1

К-6Т-5С-К

3

2,0

1,667

0,33

6

18

48

60

36,0

80,0

20,0

136,0

П ППР, с.14

2.

Резервуары сферические 600 м

шт.

16

К-4Т-К

16

0,25

0,063

65

195

0

650

780,0

0,0

650,0

1430,0

С ТОР, с.477

3.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

9

К-9Т-К

10

0,45

0,05

50

170

202,5

76,5

279,0

«

до 10 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,05

60

210

108,0

42,0

150,0

«

4.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

9

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1004,1

487,7

1491,8

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

2 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.16

6.

Вентили

«

25×160

шт.

51

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

24,5

20,4

44,9

«

7.

Задвижки с р/приводом

«

Ду 50хРу 16

шт.

125

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

180,0

150,0

330,0

«

16×100

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

19,4

16,2

35,6

«

16×150

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

15,6

13,0

28,6

«

16×200

шт.

80

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

307,2

256,0

563,2

«

16×300

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

4,8

4,0

8,8

«

40×100

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,4

4,2

14

10,1

8,4

18,5

«

40×200

шт.

36

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

207,4

172,8

380,2

«

40×300

шт.

5

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,3

9,9

33

39,6

33,0

72,6

«

64×700

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,9

14,7

49

11,8

9,8

21,6

«

8.

Задвижки с э/приводом

«

Ду 100х16

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

14,4

12,0

26,4

«

16×150

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

23,0

19,2

42,2

«

16×300

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

134,4

112,0

246,4

«

40×200

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

5,8

4,8

10,6

«

40×300

шт.

27

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5,2

15,6

52

337,0

280,8

617,8

«

40×500

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

6,5

19,5

65

15,6

13,0

28,6

«

9.

Клапан предохранительный

«

200×200

шт.

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

34,6

28,8

63,4

«

10.

Клапан обратный

«

16×50

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

0,5

0,4

0,9

«

16×100

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

2,2

1,8

4,0

Регламент, с.87

11.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

С ТОР, с.501

12.

Пожарные гидранты

шт.

7

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

9,8

4,2

14,0

«

13.

Лафетные стволы

шт.

12

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

16,8

7,2

24,0

Система ТО

14

Трубопроводы Ду:

и ТР, с.498

50

м

3200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

17,9

96,0

113,9

«

80

м

640

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,8

70

5,4

26,9

32,3

«

100

м

2900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

33,8

165,3

199,1

«

150

м

400

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

5,6

28,8

34,4

«

200

м

1250

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

23,3

112,5

135,8

«

250

м

1200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

200

28,0

144,0

172,0

«

300

м

5100

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

142,8

673,2

816,0

«

530

м

200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

8

300

7,5

36,0

43,5

Итого нормативная трудоёмкость

4063,2

625,3

3853,3

8541,8

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

3397

156

3562

7115

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

3159

156

2214

5529

СНЭ СУГ и ЛВЖ

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

4 ЦГ 50/50-11-2

шт.

2

К-6Т-5С-К

3

2

1,667

0,333

1

3

8

10

8,4

18,7

4,7

31,7

«

НД 40/25 КВА (НД 1,016/63)

шт.

2

К-6Т-5С-К

3

2

1,667

0,333

1

3

8

10

12,0

26,7

6,7

45,3

П ППР, с.13

2.

Емкость

шт.

4

2

0,5

5

15

30,0

30,0

«

200 м

«

25 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.15

3.

Вентиляторы центробежные

«

Ц 4-70 N 5

шт.

4

К-15Т-К

4

3,75

0,067

2

6

20

63,0

3,7

66,7

П ППР, с.16

4.

Задвижки с р/приводом

«

Ду50х16

шт.

288

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

414,7

345,6

760,3

«

16×100

шт.

236

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

509,8

424,8

934,6

«

16×150

шт.

172

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

536,6

447,2

983,8

«

16×200

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

53,8

44,8

98,6

«

16×250

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,7

5,1

17

24,5

20,4

44,9

«

5.

Задвижки с э/приводом

«

16×300

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

115,2

96,0

211,2

«

6.

Клапан предохранительный ППК ДУ50

шт.

26

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

31,2

26,0

57,2

Регламент, с.87

7.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

8

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

20,0

13,3

33,3

Система ТО

8.

Трубопроводы, Ду

и ТР, с.498

50

м

4350

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

24,4

130,5

154,9

«

100

м

3900

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

45,5

222,3

267,8

«

150

м

4400

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

61,6

316,8

378,4

«

200

м

1050

К-7Т-К

15

0,5

0,06

4

150

19,6

94,5

114,1

«

250

м

1650

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

200

38,5

198,0

236,5

«

300

м

2500

К-7Т-К

15

0,5

0,06

6

220

70,0

330,0

400,0

«

80

м

750

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,8

70

6,3

31,5

37,8

С ТОР, с.501

9.

Пожарные гидранты

шт.

20

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

10

28,0

12,0

40,0

Итого нормативная трудоёмкость

2114,5

45,3

2768,8

4928,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2078

29

2758

4867

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

1839

29

1435

3304

Итого нормативная трудоёмкость по резервуарному парку N 4

9928,5

1189,3

9149,5

20267,3

Нормативная трудоемкость с учётом коэффициента использования оборудования

8757,8

367,7

8671,9

17797,4

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

8333,6

367,7

6463,0

15164,3

Цех ОГП

П ППР, с.14

1.

Насосы:

«

2К65-50-160

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,00

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

VLT-1700 (600 м/чac)

шт.

8

К-4Т-3С-К

4

1,333

1

0,333

10

30

80

100

320,0

640,0

266,7

1226,7

«

VLT-1300 (600 м/час)

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,00

0,75

0,25

10

30

80

100

60,0

120,0

50,0

230,0

«

АСВН-80А

шт.

4

К-4Т-3С-К

4

1,00

0,75

0,25

1

3

8

10

12,0

24,0

10,0

46,0

«

ВВН-ЗН

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,00

0,75

0,25

2

6

16

20

6,0

12,0

5,0

23,0

«

Д 200-90

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,00

0,75

0,25

4

12

32

40

12,0

24,0

10,0

46,0

«

НВ 50/50-В-СД

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1,00

0,75

0,25

3

9

24

30

18,0

36,0

15,0

69,0

С ТОР, с.477

2.

Приточная система

«

до 5 в/выпускн. устр.

шт.

4

К-9Т-К

10

0,45

0,08

50

170

90,0

34,0

124,0

«

3.

Общеобменная вытяжная система

«

до 20 в/приёмн. центр. вент.

шт.

14

К-7Т-К

4

0,88

0,13

127,5

433,5

1561,9

758,6

2320,5

Регламент, с.87

4.

Кран-балки

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,167

6

«

1 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,167

3

П ППР, с.13

5.

Емкости:

«

V-40 м

шт.

3

2

0,5

2

6

9,0

9,0

«

V-12,5 м

шт.

4

2

0,5

1

3

6,0

6,0

П ППР, с.14

6.

PBC-1-12 V=20000 м3

шт.

12

К-4Т-К

20

0,2

0,05

1000

3000

0

10000

7200,0

6000,0

13200,0

П ППР, с.160

7.

Клапан обратный

шт.

20

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

14,4

12,0

26,4

«

8.

Задвижки:

«

Ду50

шт.

45

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

64,8

54,0

118,8

«

Ду100

шт.

238

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

514,1

428,4

942,5

«

Ду80

шт.

52

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

87,4

72,8

160,2

«

Ду150

шт.

42

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

131,0

109,2

240,2

«

Ду200

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

46,1

38,4

84,5

«

Ду250

шт.

119

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,7

5,1

17

485,5

404,6

890,1

«

» эл. пр.

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,7

11,1

37

88,8

74,0

162,8

«

Ду300

шт.

57

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

273,6

228,0

501,6

«

» эл. пр.

шт.

10

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

96,0

80,0

176,0

«

Ду350

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,3

6,9

23

38,6

32,2

70,8

«

Ду400

шт.

52

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

7,8

26

324,5

270,4

594,9

«

» эл. пр.

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4,6

13,8

46

33,1

27,6

60,7

«

Ду500

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,6

7,8

26

12,5

10,4

22,9

П ППР, с.16

9.

Вентиль:

«

Ду15

шт.

254

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,1

0,3

1

61,0

50,8

111,8

«

Ду20

шт.

341

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

163,7

136,4

300,1

«

Ду25

шт.

147

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

70,6

58,8

129,4

«

Ду32

шт.

98

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

70,6

58,8

129,4

Система ТО

10.

Трубопроводы
( наружный):

и ТР, с.498

57

м

16,3

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

0,9

0,49

1,4

«

89

м

84,8

К-7Т-К

15

0,5

0,06

20

80

7,9

4,07

12,0

«

108

м

3683

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

429,7

209,93

639,6

«

114

м

2200

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

256,7

125,40

382,1

«

159

м

2388

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

334,3

171,94

506,3

«

219

м

18

К-7Т-К

15

0,5

0,06

40

150

3,4

1,62

5,0

«

273

м

3620

К-7Т-К

15

0,5

0,06

50

200

844,7

434,40

1279,1

«

325

м

13059

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

220

3656,5

1723,79

5380,3

«

377

м

20

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

235

5,6

2,82

8,4

«

426

м

915

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

250

256,2

137,25

393,5

Итого нормативная трудоёмкость

17672,9

868,0

12112,8

30653,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

16890,8

425,5

11708,8

29025,2

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

11674,6

425,5

8297,1

20397,2

Станция налива АСН:

11.

Стояк налива 80

шт.

28

К-7Т-К

15

0,5

0,06

18

70

2,4

1,2

3,5

П ППР, с.16

12.

Кран-отсекатель

«

28

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

47,0

39,2

86,2

Регламент, с.87

13.

Таль ручная 2 т

«

2

17,61

35,2

35,2

П ППР, с.13

14.

Емкость дренаж. 12 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

П ППР, с.14

15.

Насосы:

«

НВ-50/50

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1,333

1

0,33

3

9

24

30

8,4

16,8

10,0

35,2

«

НМ-100/25

шт.

28

К-4Т-3С-К

4

1,333

1

0,33

6

18

48

60

470,4

940,8

560

1971,2

П ППР, с.16

16.

Задвижки:

«

Ду80

шт.

28

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

47,0

39,2

86,2

«

Ду150

шт.

19

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

59,3

49,4

108,7

«

Ду200

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

11,5

9,6

21,1

«

17.

Вентиль Ду 25

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

6,7

6,7

«

Ду15

шт.

30

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,1

0,3

1

7,2

6,0

13,2

П ППР, с.16

18.

Клапан обратный Ду 150

шт.

14

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

16,8

14,0

30,8

С ТОР, с.50

19.

Пожарный гидрант

шт.

10

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

20

23,3

12,0

35,3

Итого нормативная трудоёмкость

736,8

957,6

740,6

2435,0

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

471

415

532

1418

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

471

415

530

1417

Итого нормативная трудоёмкость по ОГП

18409,7

1825,6

12853,4

33088,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

17484,6

905,2

12328,7

30718,5

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

12848,0

905,2

8916,5

22669,6

Установка утилизации подтоварной воды с регенерацией метанола и очистки сточных вод (ввод)

Резервуарный парк (площадка N 1)

П ППР, с.14

1

Насосы:

«

SRZ663WWQ

шт.

1

К-4Т-С-К

1

4

1

1

3

9

24

30

25,2

16,8

30,0

72,0

«

ГХ 100/32 (М)

шт.

2

К-4Т-С-К

1

4

1

1

3

9

24

30

50,4

33,6

60,0

144,0

«

ЦМГ6,3/50-УХЛ2

шт.

2

К-3Т-2С-К

1

3

2

1

2

6

16

20

25,2

44,8

40,0

110,0

«

НК-10065-250

шт.

2

К-4Т-С-К

1

4

1

1

6

18

48

60

100,8

67,2

120,0

288,0

П ППР, с.15

2

Вентиляторы канальные

«

KVFU 125A

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5

15

50

8,4

10,0

18,4

«

СК 125С

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

5

15

50

8,4

10,0

18,4

Регламент, с.87

3

Кран ручной однобал. 1,5 т

шт.

1

17,61

17,6

17,6

П ППР, с.14

4

Резервуар 3000 м

шт.

3

К-4Т-К

20

0,2

0,05

180

540

1800

324,0

270,0

594,0

П ППР, с.139

5

Емкость 25 м

шт.

1

К-7Т-К

8

0,9

0,1

1

3

10

2,6

1,3

3,9

Система ТО

6

Трубопроводы, :

ТР, с.498

250

м

70

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

200

1,6

8,4

10,0

«

150

м

326

К-7Т-К

15

0,5

0,06

3

120

4,6

23,5

28,0

«

100

м

1593

К-7Т-К —

15

0,5

0,06

2,5

95

18,6

90,8

109,4

«

80

м

238

К-7Т-К

15

0,5

0,06

2,5

95

2,8

13,6

16,3

«

50

м

1282

К-7Т-К

15

0,5

0,06

1,2

50

7,2

38,5

45,6

П ППР, с.16

7

Запорная арматура Ду:

«

250

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,7

5,1

17

4,1

3,4

7,5

«

250 эл. пр.

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3,7

11,1

37

17,8

14,8

32,6

«

150

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

21,8

18,2

40,0

«

150 эл. пр.

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

23,0

19,2

42,2

«

100

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

25,9

21,6

47,5

«

100 эл. пр.

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

14,4

12,0

26,4

«

80

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

11,8

9,8

21,6

«

80 эл. пр.

шт.

4

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,8

5,4

18

17,3

14,4

31,7

«

50

шт.

54

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

77,8

64,8

142,6

«

50 эл. пр.

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

11,5

9,6

21,1

П ППР, с.13

8

Скруббер (аппарат)

шт.

1

К-7Т-К

8

0,88

0,125

2

6

20

3,7

2,5

6,2

«

9

Гидрозатвор

шт.

1

Итого нормативная трудоёмкость по резевурному парку УРМ

801,2

145,6

876,2

1823,1

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

743,7

86,2

804,1

1634,0

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

715,9

86,2

602,2

1404,3

Парк РТ и Узел ПВП

П ППР, с.160

1

Задвижки

«

32*160 кгс/см

шт.

11

К-4Т-К

5

0,8

0,6

1,8

15,8

15,8

«

50*16

шт.

89

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

128,2

106,8

235,0

«

80*16

шт.

31

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

52,1

43,4

95,5

«

100*16

шт.

22

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

47,5

39,6

87,1

«

150*16

шт.

26

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

81,1

67,6

148,7

«

200*16

шт.

13

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,6

4,8

16

49,9

41,6

91,5

«

300*16

шт.

16

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

76,8

64,0

140,8

П ППР, с.160

2

Задвижки с эл. приводом

«

100*16

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

14,4

12,0

26,4

«

150*16

шт.

9

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,4

7,2

24

51,8

43,2

95,0

«

200*16

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2,7

8,1

27

45,4

37,8

83,2

«

300*16

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

4

12

40

57,6

48,0

105,6

П ППР, с.160

3

Клапан запорный (вентиль)

«

15*160

шт.

210

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,1

0,3

1

50,4

42,0

92,4

«

20*160

шт.

78

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

37,4

31,2

68,6

«

25*160

шт.

189

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

90,7

75,6

166,3

«

40*160

шт.

15

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

10,8

9,0

19,8

«

32*160

шт.

12

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

8,6

7,2

15,8

П ППР, с.160

4

Обратный клапан

«

80*40

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

5,0

4,2

9,2

«

100*16

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

2,2

1,8

4,0

«

150*40

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

5,0

4,2

9,2

«

200*40

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,9

2,7

9

2,2

1,8

4,0

П ППР, с.160

5

Предохр. клапан

«

25*40

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

2,9

2,4

5,3

«

50*16

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,5

1,5

5

2,4

2,0

4,4

С ТОР, с.41

6

Фильтр пусковой

П ППР, с.23

ПФ 50*16

шт.

4

К-4Т-К

4

1

0,25

4

15

16

15

31

П ППР, с.23

ПФ 100*16

шт.

2

К-4Т-К

4

1

0,25

6

22

12

11

23

«

ПФ 200*16

шт.

2

К-4Т-К

4

1

0,25

9

30

18

15

33

«

ПФ 300*16

шт.

1

К-4Т-К

4

1

0,25

9

30

9

7,5

16,5

«

7

Фильтр пусковой тройник-й

«

ФПТ 150*16

шт.

2

К-4Т-К

4

1

0,25

6

22

12

11

23

С ТОР,

8

Трубопроводы

с.498

до 50 мм

м

2103

К-7Т-К

15

0,5

5

49,1

49,1

«

50

м

1515

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

84,8

45,5

130,3

«

80

м

719

К-7Т-К

15

0,5

0,06

18

70

60,4

30,2

90,6

«

100

м

338

К-7Т-К

15

0,5

0,06

25

95

39,4

19,3

58,7

«

150

м

570

К-7Т-К

15

0,5

0,06

30

120

79,8

41,0

120,8

«

220

м

347

К-7Т-К

15

0,5

0,06

40

150

64,8

31,2

96,0

«

325

м

297

К-7Т-К

15

0,5

0,06

60

220

83,2

39,2

122,4

Регламент, с.87

9

Кран ручной однобалочный 3,2 т

шт.

3

21,99

66,0

66,0

П ППР, с.14

10

Резервуар с подогревом 3000 м

шт.

3

К-4Т-К

20

0,2

0,05

180

540

0

1800

324,0

0,0

270,0

594,0

С ТОР,

трубопровод 50 мм

м

35

К-7Т-К

15

0,5

0,06

12

50

2,0

1,1

3,0

с.499

80 мм

м

10

К-7Т-К

15

0,5

0,06

18

70

0,8

0,4

1,3

П ППР, с.160

задвижки 50*16

шт.

7

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

10,1

8,4

18,5

П ППР, с.161

вентиля 25*160

шт.

15

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,2

0,6

2

7,2

6,0

13,2

Нч раб ГПЗ, с.42

11

Ёмкость дренажная 16 м

шт.

1

2,1

2,1

2,1

П ППР, с.145

12

Насос НКВ 360/80к-1а

шт.

1

К-3Т-2С-К

4

0,75

0,5

0,25

3

9

27

81

6,8

13,5

20,3

40,5

«

13

Насос НК 210/200-2Гс

шт.

2

К-3Т-2С-К

4

0,75

0,5

0,25.

6

18

54

162

27

54

81

162,0

«

14

Насос НВ 50/50-3В

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

2

6

18

54

6

13,5

13,5

33,0

15

Промышленная канализация:

колодцы 300

шт.

18

С ТОР, с.492

трубопровод 150

м

270

К-7Т-К

15

0,5

0,06

9

30

11,3

4,9

16,2

П ППР, с.160

задвижки 150*16

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

1,3

3,9

13

18,7

15,6

34,3

16

Система отопления

ЦТБ, с.67

Регистры отопления 100

шт.

23

0,19

4,4

4,4

С ТОР, с.498

Трубопроводы 20

м

366

К-7Т-К

15

0,5

5

8,5

8,5

П ППР, с.160

Вентили 50

шт.

56

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,3

0,9

3

40,3

33,6

73,9

«

Задвижки 20*160

шт.

45

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

64,8

54,0

118,8

«

50*16

шт.

11

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,6

1,8

6

15,8

13,2

29,0

«

80*16

шт.

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

0,7

2,1

7

13,4

11,2

24,6

С ТОР, с.501

17

Пожарные гидранты

шт.

6

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

20

14,0

7,2

21,2

«

18

Лафетные стволы пожаротушения

шт.

5

К-7Т-К

15

0,5

0,06

5

20

0,1

0,1

0,2

Нч д. н., с.69

19

Генератор пенный сетчатый ГПСС-200

шт.

16

2,8

256,0

256,0

ГПСС-600 м

шт.

12

2,8

144,0

144,0

П ППР, с.152

20

Вентиляция:

«

ВР300-45-N 3,15

шт.

3

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

14,4

12

26,4

«

ВР86-77-N 5

шт.

6

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

28,8

24

52,8

«

ВР133-56-N 4

шт.

2

К-4Т-К

5

0,8

0,2

2

6

20

9,6

8

17,6

«

ВР201-45-N 6

шт.

1

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3

9

30

7,2

6

13,2

«

21

Калорифер

шт.

8

К-4Т-К

5

0,8

0,2

3

9

30

57,6

48

105,6

Нч д. г., с.26

22

Дефлектора

шт.

8

2,8

22,4

22,4

Нч ГПЗ, с.42

23

Емкость хран. присадки 2 м

шт.

2

2,08

4,2

4,2

«

24

Емкость хранения концентрата присадок 4 м

шт.

1

4,17

4,2 ‘

4,2

«

25

Емкость для пригот-я рабочего раствора присадок 50 м

шт.

2

12,50

25,0

25,0

«

26

Емкость дренажная 8 м

шт.

1

4,17

4,2

4,2

«

27

Ресивер воздуха КИП 8 м

шт.

1

4,17

4,2

4,2

С ТОР, с.411, П ППР, с.23

28

Фильтр стаб. топлива с присадками

шт.

2

К-4Т-К

4

1

0,25

9

30

18

15

33

П ППР, с.11

29

Диафрагмовый смеситель

шт.

1

К-Т-К

2

0,5

0,5

4

12

40

6

20

26,0

Нч ГПЗ, с.43

30

Камера разогрева бочек

шт.

1

14,16

14,2

14,2

П ППР, с.145

31

Насос НК-65/125Г-2Г

шт.

2

К-3Т-2С-К

4

0,75

0,5

0,25

3

9

27

30

13,5

27

15

55,5

«

32

Насос подачи р-ра НРЛ 5/10С-У4

шт.

1

К-3Т-2С-К

4

0,75

0,5

0,25

1

3

9

10

2,3

4,5

2,5

9,3

«

33

Насос НД 1,0 2500/10П14В

шт.

2

К-3Т-2С-К

4

0,75

0,5

0,25

3

9

27

30

13,5

27

15

55,5

П ППР, с.145

34

Насос дренажный НВЕ 50/50-3, 0-В-55У2

шт.

1

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

2

6

18

20

6

13,5

5

24,5

Итого нормативная трудоёмкость по объекту Парк РТ и Узел ПВП

2665,2

153,0

1662,1

4480,4

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

2575,5

107,1

1594,3

4276,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2188,8

107,1

1341,5

3637,4

Итого нормативная трудоёмкость по УРМ

3466,4

298,6

2538,4

6303,4

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

3319,1

193,3

2398,5

5910,9

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

2904,7

193,3

1943,7

5041,7

Система пенотушения Производства N 3

П ППР, с.14

1.

Резервуары:

«

1000 м

шт.

1

К-4Т-К

20

0,2

0,05

1000

3000

0

10000

600,0

0,0

500,0

1100,0

«

Емкости:

«

2.

100 м

шт.

9

2

0,5

3

9

40,5

40,5

«

14 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

Итого нормативная трудоёмкость

642,0

0,0

500,0

1142,0

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

642

0

500

1142

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

642

0

450

1092

ЦТП

«

Ipn 150/360-30/4

шт.

3

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

2

6

16

20

18,0

36,0

15,0

69,0

«

2К 65-50-160

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

3

9

24

30

18,0

36,0

15,0

69,0

«

КМ 85-50-160

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

«

ЦН 400-105

шт.

2

К-4Т-3С-К

4

1

0,75

0,25

1

3

8

10

6,0

12,0

5,0

23,0

Регламент, с.87

2.

Кран мостовой ручной подвижной

«

3,2 т

шт.

1

К-5Т-К

6

0,83

0,17

3

10

2,5

1,7

4,2

П ППР, с.13

3.

Емкости:

«

12,5 м

шт.

1

2

0,5

1

3

1,5

1,5

«

40 м

шт.

1

2

0,5

2

6

3,0

3,0

Итого нормативная трудоёмкость

55,0

96,0

41,7

192,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

37

62

27

127

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

37

62

27

127

Итого нормативная трудоёмкость системе пенотушения и ЦТП Производства N 3

697,0

96,0

541,7

1334,7

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

681,9

67,2

529,2

1278,2

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

681,9

67,2

479,2

1228,2

Итого нормативная трудоёмкость по пр-ву N 3

64393,8

4753,5

49489,2

118636,6

Нормативная трудоемкость с учетом коэффициента использования оборудования

58956,5

2423,8

46764,8

108145,1

Нормативная трудоемкость работ, выполняемых собственными силами

52575,1

2423,8

34650,7

89649,6

Нормативная явочная численность, чел.

26,2

1,2

17,3

44,7

Расчетная списочная численность, чел.

31,5

1,5

20,7

53,7

в том числе на выполнение работ, %:

— слесарных

74%

39,7

— сварочных

4%

2,1

— станочных

19%

10,2

— прочих

3%

1,6

в т.ч. на действующие объекты пр-ва N 3

51,5

на вновь ввод. объекты (РП РТ)

2,2

Примечание: 1. К нормативной трудоёмкости ремонтов машинного оборудования применён коэффициент использования оборудования (0,7)

2. Трудоемкость капитального ремонта технологического и вспомогательного оборудования откорректирована с учетом объемов работ, выполняемых собственными силами (в среднем 0,8).

Обоснование:

  1. 1. «Положение о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», Волгоград, — 1977 г. (П ППР) .

  2. 2. «Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий», Москва, 1989 г. (С ТОР)

  3. 3. «Регламенты обслуживания газоперерабатывающего оборудования основного и вспомогательного назначения», Тюмень, 1990 г. (Регламент)

  4. 4. «Нормативы численности рабочих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности», Москва, 1988 г. (Нч ГПЗ)

Приложение В

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА ОТН

В.1 Для определения численности работников ОТН завода следует руководствоваться укрупненными нормами времени по видам работ и направлениям деятельности персонала ОТН.

Укрупненные нормы времени установлены по результатам хронометража инструментального контроля, диагностирования и испытаний технологического оборудования.

Укрупненная норма времени () включает следующие виды работ по направлениям деятельности персонала ОТН, осуществляющих технический надзор технологического оборудования:

  1. 1. — организационно-техническую деятельность;

  2. 2. — техническое обследование технологического оборудования;

  3. 3. — ревизию технологического оборудования;

  4. 4. — оформление технической документации по результатам технического освидетельствования технологического оборудования;

  5. 5. — технический надзор за выполнением ремонта технологического оборудования;

  6. 6. — оформление записей в паспортах после ремонтных работ технологического оборудования;

  7. 7. — техническое освидетельствование грузоподъемного оборудования и оформление технической документации по результатам технических освидетельствований грузоподъемного оборудования и механизмов.

    Таким образом, укрупненная норма времени () является суммарной нормой времени по всем выше перечисленным видам работ на каждый вид оборудования.

  8. 8. 2 Численность персонала подразделения ОТН определяется по формуле:

    ,         (В.1)

  9. где — численность персонала, чел.

— фактический фонд времени на выполнение работ по обслуживанию единицы конкретного вида оборудования персоналом службы технического надзора, определяется по формуле:

,                                                      (В.2)

где — коэффициент, учитывающий периодичность, сезонность, выборочность и другие факторы, влияющие на объем работ, выполняемых персоналом ОТН (см. таблицу В.1)

— суммарная норма времени по всем видам выполняемых работ на каждый вид оборудования.

Укрупненные нормы времени и коэффициент установлены на основании «Норм времени и цен на работы по обследованию, ревизии и инструментальному контролю состояния технологического оборудования», разработанных Отраслевой нормативно-исследовательской лабораторией ПО «Башнефтехимзаводы» г. Уфа, 1991 г., а также по результатам хронометража и обработки статистических данных предприятий отрасли.

— номинальный годовой фонд рабочего времени одного работника ОТН-2070ч. (ОНТП 5-86, Москва. 1986 г.)

— коэффициент, учитывающий время на подготовительно-заключительные работы и обслуживание рабочего места (принимается по фотохронометражным наблюдениям и равен 7% от общего времени выполнения всех элементных работ по техническому надзору за состоянием и безопасной эксплуатацией определенного вида оборудования). 0,07

— коэффициент, учитывающий время на отдых и личные надобности в соответствии с Методическими рекомендациями «Определение нормативов на отдых и личные надобности» (Москва, 1982 г.) составляет 10% от общего времени выполнения всех элементных работ по техническому надзору за состоянием и безопасной эксплуатацией определенного вида оборудования). 0,1

— поправочные коэффициенты, учитывающие особые условия выполнения работ. Значения поправочных коэффициентов приведены в таблицах В.2 и В.3.

В.3 Расчет норм времени на выполнение работ при техническом диагностировании оборудования, сооружений и трубопроводов представлен в отдельном альбоме.

Укрупненные нормы времени

Таблица В.1

N п/п

Вид оборудования или наименование производимых работ

Укрупненная норма времени на единицу оборудования, (
) чел/ч

Коэффициент
, %

Фактическое время на единицу оборудования (
), чел/ч

1

Насосное оборудование

320,510

2,55

8,17

2

Общеобменные вытяжные и приточные системы

125,402

6,4

8,03

3

Аппараты воздушного охлаждения

204,312

7,87

16,08

4

Теплообменники

223,713

8,21

18,37

5

Сосуды и аппараты, работающие под давлением (кроме колонн, емкостей)

305,270

6,34

19,35

6

Технологические печи

356,150

40,15

142,99

7

Колонны

407,711

18,6

75,83

8

Емкости

218,163

7,96

17,37

9

Технологические трубопроводы, на 1 км

296,300

6,32

18,726

10

Задвижки, на 1 единицу

109,234

3,02

3,61

11

Грузоподъемные механизмы

15,469

8,09

1,25

12

Запорно-регулирующая аппаратура

99,64

2,49

2,48

13

Компрессоры

320,514

2,56

8,20

14

Факельное хозяйство

156,658

14,1

22,05

15

Резервуары вертикальные стальные

307,335

9,30

28,58 .

16

Котлы паровые и водогрейные здания и сооружения промышленного назначения

296,385

62,8

186,23

200,483

1,92

3,84

17

Системы электрохимической защиты оборудования и трубопроводов

95,770

1,46

13,93

18

Железнодорожные цистерны

305,150

2,13

6,13

Ультразвуковая толщинометрия

— сосудов

0,07

— реакторов риформинга

0,76

— печей

0,08

— трубопроводов

0,07

— котлов

0,61

— резервуаров

0,184

Гаммодефектоскопия

1,62 на один стык

Цветная дефектоскопия

5,36 на 1 кв. м площади

Спектральный анализ

0,36

Ультразвуковая дефектоскопия

3,54

Химический анализ металлов

12,73

Химический анализ воды

12,62

Химический анализ осадков

72,24

Механическое испытаний образцов

0,47

Определение твердости

1,69

Металлография

69,40

Другие химические анализы

2,22

Значения поправочных коэффициентов

Таблица В.2

Обозначение коэффициента

Условия выполнения работ, характеризуемые коэффициентом

Значение коэффициента

Выполнение работ с применением монтажного пояса

1,25

Выполнение работ в закрытых сосудах, аппаратах, резервуарах

2,00

Выполнение работ на действующих производствах с вредными условиями труда

1,25

Выполнение работ в зимнее время на открытом воздухе при отрицательной температуре °С:

От 0 до 10

1,10

От 10 до 20

1,15

От 20 до 30

1,20

От 30 до 40

1,25

Ниже 40

1,30

Выполнение работ в стесненном положении (на высоте, в углублениях)

1,10

Обследование и ревизия оборудования, имеющего наледь свыше 3 мм, повышенную коррозию, грязь

1,20

Выполнение работ в спецодежде, с вентиляцией или с применением химических реагентов, в шланговом противогазе

1,30

Значения поправочного коэффициента

Таблица В.3

Удаленность объектов от центральных баз производственного обслуживания, км

Величина поправочного коэффициента

0-50

1,10

50-100

1,15

100-150

1,20

150-200 и более

1,40

При наличии на заводе однотипного оборудования, при обследовании которого проводятся аналогичные работы, рекомендуется применять понижающий коэффициент 0,8.

В связи с автоматизацией, компьютеризацией выполняемых работ по диагностированию и внедрением новых прогрессивных методов контроля и приборов, рекомендуется применять поправочный коэффициент 0,8-1,0.

Значения коэффициентов являются справочными.

При проведении основных объемов работ на заводе специалистами ОТН, условия, предусмотренные поправочными коэффициентами значительно влияют на их продолжительность.

Для упрощения расчетов, исходя из анализа статистических данных и опыта выполнения работ по диагностированию оборудования, особые условия проведения работ на предприятиях газопереработки рекомендуется учитывать в качестве одного объединенного корректирующего коэффициента (), как условно среднее значение коэффициентов .

Значение 1,2.

Тогда формула (В.1) будет выглядеть следующим образом:

                                   (В.3)

В зависимости от количества и видов поднадзорного оборудования в штатное расписание ОТН должны быть включены:

8. — начальник отдела;

9. — руководители групп подразделений;

10. — главные специалисты по направлению деятельности службы на правах заместителей руководителя службы технического надзора;

11. — инженер по сварке;

12. — инженер-программист;

13. — специалисты по эксплуатации, ремонту, реконструкции оборудования и другие специалисты;

14. — младший обслуживающий персонал (МОП).

Допускается назначение одного специалиста на обслуживание нескольких групп оборудования.

В.7 Пример расчета численности ОТН приведен в разделе В.9

В.8 Нормативы численности служащих ОТН в зависимости от среднегодовой стоимости основных производственных фондов и количества технологических установок приведены в таблице В.4 [41].

Нормативы численности служащих по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией оборудования

Таблица В.4

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, млн. руб.

Количество технологических установок, ед.

до 100

101-200

201-300

301-400

401-500

более 500

Нормативы численности, чел.

до 500,0

2,0

3,5

5,0

6,5

8,0

9,5

500,1-1000,0

3,5

5,0

6,5

8,0

9,5

11,0

1000,1-2000,0

5,0

6,5

8,0

9,5

11,0

12,5

2000,1-4000,0

6,5

8,0

9,5

11,0

12,5

14,0

4000,1-6000,0

8,0

9,5

11,0

12,5

14,0

15,5

6000,1-8000,0

9,5

11,0

12,5

14,0

15,5

17,0

8000,1-10000,0

11,0

12,5

14,0

15,6

17,0

18,5

10000,1-12000,0

12,5

14,0

15,5

17,0

18,5

20,0

более 12000

14,0

15,5

17,0

18,5

20,0

21,5

В.9 ПРИМЕР РАСЧЕТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА ОТН

8.9.1 Расчет численности персонала ОТН производится по формуле (В.3) применительно для технологических насосов.

8.9.2 Количество находящегося в работе поднадзорного оборудования 601 единица (см. таблицу В.5).

Значения коэффициентов принимаются равными:

По формуле (В.3) определяем:

  • чел.

В таблице В.6 приведен подсчет численности персонала ОТН по остальным основным видам технологического оборудования, эксплуатируемого на ЗСК ООО «Сургутгазпром»

Наличие поднадзорного технологического оборудования в ЗСК ООО «Сургутгазпром»

Таблица В.5

Виды оборудования

Наличие технологического оборудования по подразделениям

Пр-во 1

Пр-во 2

Пр-во 3

прочее

Итого

1. Печи технологические

9

21

1

31

2. Насосы

105

177

169

150

601

3. Компрессоры

10

17

27

4. Теплообменники

28

31

4

18

81

5. Вентиляционные установки

59

236

128

290

713

6. Турбодетандеры

2

2

7. Сосуды и аппараты, работающие под давлением

17

159

164

81

421

8. Колонны

15

12

27

9. Емкости

14

55

131

26

226

10. Технологические трубопроводы (км)

373,8

11. Грузоподъемные механизмы

22

56

25

38

141

12. Резервуары

5

35

19

59

13. Аппараты воздушного охлаждения

80

65

110

14. Факельное хозяйство

2

2

15. Реакторы риформинга

8

8

Подсчет численности персонала отдела технического надзора ЗСК ООО «Сургутгазпром» по рекомендуемой методике (в зависимости от количества поднадзорного оборудования)

Таблица В.6

Наименование оборудования

Количество оборудования, находящегося в работе

Укрупненная норма времени на единицу поднадзорного оборудования () чел/ч

Коэффициент, учитывающий периоди-
чность проверок %

Фактический фонд времени по обслуживанию единицы оборудования персоналом ОТН () чел/ч

Численность обслужи-
вающего персонала ()

1. Технологические печи

31

356,150

40,15

142,99

2,41

2. Насосы

601

320,510

2,55

8,17

2,66

3. Вентиляционные установки

713

125,402

6,40

8,03

3,11

4. Сосуды и аппараты, работающие под давлением

421

305,270

6,34

19,35

4,42

5. Емкости

226

218,163

7,96

17,37

2,13

6. Резервуары

59

307,335

9,30

28,58

0,91

7. Аппараты воздушного охлаждения

110

204,312

7,87

16,08

0,96

8. Теплообменники

81

223,713

8,21

18,37

0,81

9. Колонны

27

407,711

18,60

75,83

1,11

10. Грузоподъемные механизмы

141

15,469

8,09

1,25

0,10

11. Технологические трубопроводы, км

373,8

296,300

6,32

18,73 на 1 км

3,80

ИТОГО:

22,42

Примечание: В расчет численности не включены работы, выполняемые дефектоскопистами, а также работы, выполняемые лабораторией металловедения.

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

ВВЕДЕНИЕ

Сложившаяся практика проведения ремонтных и профилактических работ машинного оборудования по заранее разработанному графику (так называемая система планово-предупредительного ремонта) имеет следующие основные недостатки:

— вполне возможно, что для проведения предусмотренных по графику работ могут быть остановлены машины в надежном и работоспособном состоянии;

— есть опасность, что машины, находящиеся на грани поломки, могут быть в ожидании сроков плановой остановки доведены до выхода из строя.

Сбор данных и контроль над параметрами технического состояния машинного оборудования в процессе эксплуатации обеспечивает возможность организации ремонтных и профилактических работ по его фактическому состоянию. Тем самым повышается эксплуатационная надежность оборудования и снижается вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Переход на обслуживание и ремонт оборудования по фактическому состоянию проводится на основании «Положения о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО «Газпром», Москва, 2000 г.

Данный метод основан на контроле и диагностике технического состояния оборудования в процессе эксплуатации с использованием средств контроля, позволяющих обнаруживать и идентифицировать все потенциально опасные дефекты на начальной стадии развития. Для вращающегося оборудования и оборудования, подверженного влиянию вибрации, таким средством является глубокая диагностика технического состояния по вибрационным параметрам. Именно для такого оборудования система диагностики может строиться на основе измерения и анализа только одних процессов — вибрационных, несущих в себе практически неограниченную диагностическую информацию. Измерение и мониторизация уровней механических колебаний машинного оборудования обеспечивает наиболее надежную индикацию его состояния. Анализ параметров механических колебаний позволяет выявить причины, вызывающие увеличение уровня колебаний, т.е. определить дефекты машинного оборудования, сделать долгосрочным прогноз их развития и определить остаточный ресурс оборудования, своевременно подготовиться к обслуживанию и ремонту, а также правильно определить их оптимальный объем.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Метод ремонта по техническому состоянию допускается для неосновного и резервируемого оборудования.

Завод по согласованию с вышестоящей организацией и Управлением Округа ГГТН РФ распространяет этот метод ремонта на основное оборудование при условии достаточной квалификации работников службы технадзора и оснащенности лаборатории контроля современными средствами технической диагностики и экспертными системами, исходя из конкретных условий и сроков эксплуатации оборудования.

1.2 При применении метода ремонта по техническому состоянию на предприятии отделу главного механика (отделу технического надзора) необходимо разработать инструкции по проведению диагностики каждого вида оборудования с указанием критериев оценки технического состояния оборудования. Для машинного оборудования, при наличии экспертной систем, возможно использование заложенных в систему правил распознавания дефектов, адаптированных для оборудования завода.

1.3 Ремонт машинного оборудования по техническому состоянию представляет совокупность правил по определению режимов и порядка диагностирования машинного оборудования, и принятия решений о необходимости проведения ремонта, на основе информации о его фактическом техническом состоянии.

1.4 Перечень машинного оборудования, ремонт которого проводится по результатам проведения контроля технического состояния, составляется начальником и механиком установки по согласованию с ОГМ и ОТН и утверждается главным инженером завода стабилизации конденсата ООО «Сургутгазпром». На переходном этапе механик установки составляет план- графики технического диагностирования оборудования. В перечне указывается периодичность диагностики для каждой единицы оборудования. В дальнейшем сроки проведения диагностики оборудования назначаются по рекомендациям экспертных систем, основанных на результатах предыдущей диагностики. По результатам осмотра составляется акт на установление вида и срока ремонта, который является основным документом при составлении годового или месячного графиков ремонта.

1.5 Контроль технического состояния машинного оборудования осуществляется определением значений фактических контролируемых параметров и вибрационных показателей предельно допустимым значениям по нормам заводов-изготовителей и требованиям НТД (виброскорости и др.).

1.6 Контроль изменения вибрационных показателей машинного оборудования осуществляется портативными (переносными) виброметрами или многоканальными стационарными системами.

1.7 Проведение диагностики технического состояния оборудования проводится с использованием переносных приборов-коллекторов данных и экспертных систем анализа вибросигналов, и по показаниям стационарных систем, при наличии встроенных экспертных вибродиагностических модулей в данных системах.

1.8 Диагностика технического состояния оборудования, после включения его в перечень диагностируемых, проводится согласно план-графиков (Форма 1, Приложение А).

Периодичность проведения вибродиагностики на должна превышать интервалов, указанных в табл.N 1:

Таблица N 1

Наименование оборудования

Интервал (не более)

1

Насосно-компрессорное оборудование

3 мес.

2

Вентиляторы вентсистем и АВО

6 мес.

3

Дутьевые вентиляторы и дымососы котельных

3 мес.

4

Технологические трубопроводы и аппараты, подверженные действию вибрации

3 мес.

После проведения плановой диагностики сроки диагностирования оборудования назначаются по рекомендациям экспертных систем.

1.9 Диагностирование машинного оборудования возлагается на ОТН и ОГМ завода.

1.10 Результаты диагностирования оформляются «Актом проверки технического состояния оборудования» (Форма 2).

1.11 Отбраковка оборудования для передачи в ремонт производится по установленным в настоящем Положении критериям предельного состояния машинного оборудования, а также критериям, установленными в технической документации завода-изготовителя и действующих НД.

1.12 Составление ведомости дефектов, передача машинного оборудования в ремонт, проведение ремонта, выдача оборудования из ремонта, пуск после ремонта производится с оформлением форм и отчетов, что и при проведении ремонта по план-графикам с обязательным предварительным оформлением «Акта проверки технического состояния оборудования».

1.13 Ремонт машинного оборудования выполняется в соответствии с выводами и решениями «Акта проверки технического состояния оборудования», ведомостями дефектов, графиками производства работ, технологическими инструкциями и другими документами.

1.14 При выявлении в процессе производства ремонтных работ скрытых или иных неучтенных дефектов, для устранения которых требуются дополнительные работы и время простоя машинного оборудования в ремонте, срок окончания ремонта продляется. Решение о продлении срока простоя машинного оборудования в ремонте принимается в установленном на заводе порядке.

1.15 После выполнения ремонтных работ, машинное оборудование должно быть передано (сдано) в эксплуатацию подразделению — владельцу оборудования путем оформления соответствующего акта с приложением результатов диагностики агрегата при приёмо-сдаточных испытаниях. При сдаче машинного оборудования в эксплуатацию качество и полнота выполнения ремонтных и (или) других работ должно подтверждаться прилагаемой к акту исполнительной ремонтной документацией.

2 ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ ВИБРОДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

2.1. Вибрационное обслуживание оборудования включает в себя комплекс организационно-технических мероприятий, проводимых с определённой периодичностью с целью обеспечения регулярного контроля вибрационного состояния оборудования и проведения мероприятий по поддержанию его на необходимом уровне.

2.2. Составной частью вибрационного обслуживания является проведение вибродиагностики технического состояния оборудования, проводимой с целью выявления развивающихся дефектов узлов и деталей, определения комплекса виброналадочных и ремонтных работ, необходимых для приведения вибрационного состояния оборудования в соответствии с требованиями действующей НТД.

2.3. Основными задачами организации вибрационного обслуживания машинного оборудования являются:

  • контроль и оценка общего состояния машинного оборудования;

  • диагностика технического состояния с целью выявления дефектов оборудования;

    прогноз остаточного ресурса

    проведение мероприятий по улучшению вибрационного состояния в период эксплуатации и во время ремонта

  • оценка качества и полноты проведения ремонтных работ.

2.4. Работы по вибрационному обслуживанию должны проводиться на следующих видах машинного оборудования:

компрессоры поршневые

компрессоры центробежные

насосы поршневые и плунжерные

насосы центробежные

насосы вихревые и лопастные

дутьевые вентиляторы и дымососы

вентиляторы вентиляционных систем

вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения (АВО)

вентиляторы для градирен

воздуходувки

технологическое оборудование и трубопроводы, подверженные воздействию вибрации.

2.5. Очерёдность введения агрегатов в число диагностируемых определяется технико-экономическими показателями работы агрегатов. Для решения этой задачи оборудование разделяется на категории в зависимости от потенциальной возможности и значимости внеплановых отказов, а также сложности обслуживания.

Основные категории оборудования:

  • 1-я категория — критические основные агрегаты большой единичной мощности, внеплановый отказ или авария которых приводит к значительным потерям продукции, серьёзным экологическим последствиям и др. В эту категорию включают непрерывно эксплуатируемые безрезервные агрегаты единичной мощностью свыше 1 МВт;

  • 2-я категория — критические основные агрегаты средней единичной мощности, внеплановый отказ или авария которых приводит к значительным потерям продукции, серьёзным экологическим последствиям и др. В эту категорию включают непрерывно эксплуатируемые безрезервные агрегаты единичной мощностью от 0,2 до 1 МВт;

  • 3-я категория — критические или склонные к внезапным отказам основные агрегаты со сложным ТО, где внеплановый отказ или авария подвергает опасности остановки, но не прервёт основное производство; в эту категорию включают резервированные агрегаты единичной мощностью свыше 200 КВт;

  • 4-я категория — критическое вспомогательное оборудование, требующее необременительного обслуживания; в эту категорию включают агрегаты единичной мощностью менее 200 КВт;

  • 5-я категория — некритическое вспомогательное оборудование, технологические обвязки (трубопроводы, аппараты, арматура и т.д.).

2.6. Оборудование 1 категории и наиболее ответственное оборудование 2 и 3 категории целесообразно оснащать стационарными системами мониторинга и диагностики вибропараметров с обработкой диагностической информации на персональных ЭВМ, т.е. применять непрерывный контроль состояния агрегата, позволяющий оперативно оценить состояние и провести диагностику развивающихся дефектов. Установка стационарной системы мониторинга технологических и вибрационных характеристик работы агрегата позволяет наладить эффективный контроль за действиями эксплуатационного персонала. Поскольку этот способ наиболее дорогостоящий, в промышленной практике существует ограниченный ряд агрегатов, где непрерывный контроль может окупить вложенные средства.

К ним относятся:

— критические агрегаты и агрегаты, определяющие качество продукции, если внеплановый отказ агрегата приведёт к дорогостоящему ремонту, к остановке технологического процесса и значительным потерям выпускаемой продукции, или если в производственных процессах вибрация оборудования может ухудшить качество продукции. Для таких агрегатов непрерывный контроль позволит быстро предупредить об изменении контролируемого параметра, т.е. изменения состояния, что обеспечит персоналу возможность предвидеть развитие проблемы и принять необходимые меры до того, как будет нанесён экономический ущерб;

— пожаро- и взрывоопасные производства, и агрегаты, в которых могут скоротечно развиваться катастрофические поломки, разрушающие сам агрегат или соседнее оборудование;

— агрегаты, находящиеся в труднодоступных местах;

— агрегаты с периодически возникающими отказами;

— агрегаты, на которых в прошлом имели место внезапные отказы, или непонятные процессы, вызывающие выход агрегата из строя;

— требования производственного процесса.

2.7. Периодический вибромониторинг агрегатов 1-ой, 2-ой и 3-ей категорий, если на них не установлена стационарная система контроля рабочих параметров, следует проводить обязательно.

2.8. Масштаб охвата периодическим мониторингом агрегатов 4 и 5 категорий зависит от многих факторов, индивидуальных для каждого предприятия. Диагностирование оборудования осуществляется по системе периодических виброизмерений с применением переносных виброизмерительных приборов, накопителей информации и персональных ЭВМ, оснащённых пакетом автоматических диагностических программ определения дефектов узлов и деталей агрегатов.

2.9.Решение о включении в график контрольных замеров оборудования новых единиц принимается механиками установок исходя также из:

  • критичности работы агрегата;

  • наличия резерва;

  • режима работы;

  • места установки агрегата.

3 ВИДЫ РАБОТ ПО ВИБРООБСЛУЖИВАНИЮ ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. Работы по контролю и диагностике оборудования по вибропараметрам подразделяются на:

— текущие контрольные измерения;

— полные контрольные измерения;

— специальные диагностические измерения.

3.1.1. Текущие контрольные измерения проводятся с целью оперативного контроля изменения технического состояния и противоаварийной защиты оборудования. Текущие контрольные измерения при помощи переносных виброметров заключаются в проведении измерений в точках ожидаемой максимальной вибрации на каждом из узлов агрегата. Результаты текущих контрольных измерений заносятся в журнал.

3.1.2. Полные контрольные измерения проводятся для оценки технического состояния узлов агрегата и агрегата в целом, с учётом влияния на вибросостояние технологических режимов эксплуатации оборудования. Полные контрольные измерения предусматривают проведение измерений и регистрацию контролируемых вибропараметров во всех штатных точках измерения.

Результаты полных контрольных измерений фиксируются в картах регистрации уровней вибрации

3.1.3. Специальные диагностические измерения предназначены для выявления дефектов узлов и деталей агрегата и причин их возникновения, оценки и прогнозирования степени развития дефектов и разработке рекомендаций по их устранению.

4 ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. В состав отдела технического надзора входит лаборатория по вибрационному виду неразрушающего контроля технического состояния оборудования. Лаборатория должна быть оснащена приборами для проведения специальных вибродиагностических измерений, персональными ЭВМ с пакетом диагностических программ, для организации мониторинга и диагностики технического состояния оборудования по вибропараметрам. В обязанности специалистов лаборатории входит проведение специальных диагностических измерений на оборудовании.

4.2. Оперативный контроль уровня вибрации возлагается на эксплуатационный персонал. Контроль осуществляется при помощи органолептических методов оценки вибрации (зрение, осязание, слух). Для проведения контрольных измерений эксплуатационный персонал производств необходимо оснастить переносными портативными приборами виброконтроля. В случае оснащения оборудования стационарными системами контроля переносными приборами вибрация контролируется в точках, не оснащённых датчиками стационарной системы, а также для оперативной проверки показаний стационарной системы.

4.3 Механики установок выполняют:

  • оборудование точек измерения абсолютной вибрации на агрегатах, в соответствии с рекомендациями лаборатории диагностики ОТН;

  • проведение контрольных измерений и оценку вибросостояния оборудования по нормам вибрации в процессе эксплуатации;

  • сбор и передачу в лабораторию ОТН данных по результатам оперативного контроля;

  • передачу в лабораторию ОТН фактических данных о наработке оборудования, режимах работы, проведённых работах по ТО и ремонту т.д.

4.4 В обязанности специалистов лаборатории диагностики ОТН входит:

  • организация и проведение на заводе работ по вибродиагностике оборудования;

  • организация выполнения всех видов работ по виброналадке с соблюдением установленных норм, правил, последовательности их выполнения, гарантирующее безопасность труда работающих;

  • проведение постоянной работы по совершенствованию методик диагностирования и повышению достоверности диагноза, внедрение передового опыта и современного оборудования для проведении диагностики агрегатов;

  • проведение диагностических измерений и оценка вибросостояния оборудования после ремонта и монтажа, а также в процессе эксплуатации; разработку рекомендаций по оборудованию точек измерения вибрации;

  • формирование и заполнение бланка диагностических данных на основе формируемых используемым программным обеспечением отчётных протоколов замеров вибрации;

  • вибропаспортизацию диагностируемого оборудования I-III категории;

  • контроль пуска наиболее ответственного оборудования;

  • проведение диагностических измерений по результатам контрольных измерений, свидетельствующих о возникновении дефекта;

  • прогнозирование остаточного ресурса и определение периодичности контрольных измерений на базе программной обработки результатов измерений;

  • определение дефектов оборудования и причин, их вызвавших;

  • разработку рекомендаций по устранению дефектов и улучшения условий эксплуатации оборудования;

  • разработку рекомендаций по срокам вывода оборудования в ремонт;

  • организация мониторинга технического состояния оборудования по результатам замеров вибропараметров;

  • сбор данных о фактическом состоянии оборудования по результатам ремонта, организация поверки приборов измерения вибрации.

4.5. Специалисты ОТН проводят оценку фактического технического состояния оборудования после ремонта и фиксируют достоверность диагностических заключений.

4.6. С учётом заключений лаборатории вибродиагностики проводится планирование сроков и объёмов ремонтных работ.

4.7. Специалисты АСУ и М осуществляют технический надзор за работой стационарных систем виброконтроля, а также демонтаж и установку первичных преобразователей вибрации стационарных систем и их периодическую проверку в период проведения ремонтных работ.

5 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЬНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1 Контролируемые параметры вибрации при проведении контрольных измерений.

5.1.1. Для центробежных компрессорных машин (ЦКМ), оснащённых стационарными системами виброконтроля:

  • пиковое значение относительного виброперемещения (мкм) вала компрессора, турбопривода;

  • среднеквадратичное значение (СКЗ) абсолютной виброскорости (мм/с) корпусов подшипников мультипликатора, электропривода;

  • относительное осевое смещение (мкм) валов;

  • скорость вращения валов (об/мин).

5.1.2. Для ЦКМ, не оснащённых стационарными системами виброконтроля:

  • размах абсолютного виброперемещения (мкм) корпусов подшипников вала компрессора, турбопривода;

  • среднеквадратичное значение (СКЗ) абсолютной виброскорости (мм/с) корпусов подшипников мультипликатора, электропривода.

5.1.3. Для центробежных насосных агрегатов (ЦНА):

  • размах абсолютного виброперемещения (мкм) и среднеквадратичное значение (СКЗ) абсолютной виброскорости (мм/с) корпусов подшипников насоса;

  • среднеквадратичное значение (СКЗ) абсолютной виброскорости (мм/с) корпусов подшипников электропривода.

5.1.4. Для вентиляторов:

  • среднеквадратичное значение (СКЗ) абсолютной виброскорости (мм/с) корпусов подшипников электропривода.

5.1.5. Для вентиляторов и дымососов котельных:

  • размах абсолютного виброперемещения (мкм) корпусов подшипников механизма и электропривода.

5.1.6. Рекомендуемые диапазоны измерений контролируемых параметров приведены в таблице N 1.

Рекомендуемые диапазоны измерений контролируемых параметров

Таблица 1

Узел агрегата

Контролируемый параметр

Частотный диапазон (Гц)

Динамический диапазон

Погрешность измерения (%)

Центробежные компрессорные машины.

Компрессор, Паропривод

10-1000

2-200 мкм

±10

10-5000

0,1-30 мм/с

±10

0-2

+-0,02-+-2 мм

±10

1-99999 об/мин

±1

Мультипликатор

10-5000

0,1-30 мм/с

±10

Электропривод

10-1000

0,1-30 мм/с

±10

1-99999 об/мин

±1

Центробежные насосные агрегаты

Насос

10-5000

0,1-30 мм/с

±10

10-5000

1-300 мкм

±10

Электропривод

10-5000

0,1-30 мм/с

±10

Центробежные вентиляторы

Вентилятор

10-1000

0,1-30 мм/с

±10

Электропривод

10-1000

0,1-30 мм/с

±10

Дутьевые вентиляторы и дымососы котельных

Механизм

10-1000

1-400 мкм

±10

Электропривод

10-1000

1-400 мкм

±10

5.2. Рекомендации по оборудованию измерительных точек при проведении виброизмерений.

5.2.1.Контрольные измерения абсолютной вибрации проводятся на корпусах подшипников агрегата в трёх взаимно-перпендикулярных направлениях:

— вертикальном,

— поперечном (горизонтальном),

— осевом (вдоль оси вала).

5.2.2. Вертикальную составляющую следует измерять на крышке подшипника над осью вала в средней точке вкладыша.

5.2.3. По перечную составляющую вибрации следует измерять на корпусе опоры на уровне оси вала посередине длины опорного вкладыша подшипника.

5.2.4. Осевую вибрацию следует измерять в точке, максимально приближенной к оси вала на корпусе опоры, в плоскости горизонтального разъёма между крышкой и корпусом подшипника.

5.2.5. При невозможности проведения измерений по всем трём направлениям в зоне одного подшипника допускается измерение в двух или в одном направлении, при условии, что это позволит получить достаточно полную информацию о вибрации подшипника. Однако следует учитывать, что выбранное направление измерения может не обеспечивать получение максимального значения вибрации данного подшипника. В частности, осевую вибрацию подшипников электродвигателя допускается измерять в одной точке на корпусе со стороны свободного или загруженного конца вала.

5.2.6. Измерения должны проводиться в строгом соответствии с местами расположения основных измерительных точек. Несоблюдение этого требования может существенно повлиять на качество диагностического анализа и выводы по оценке технического состояния узлов агрегата.

5.2.7. Обозначение точек измерения устанавливается лабораторией вибродиагностики службы ОТН для типов оборудования по единообразной схеме:

В — вертикальное направление,

П — поперечное,

О — осевое.

Нумерация точек измерения начинается от свободного конца вала привода по числу точек измерения и по направлению измерения.

Пример обозначения точки:

  • 1В — точка N 1, направление вертикальное.

5.2.8. Площадки для проведения виброизмерений создаются на корпусах подшипников или наружных корпусах ЦКМ и ЦНА в точках, указанных на схеме расположения площадок точек измерения для каждого типа агрегата.

Ориентация площадок должна соответствовать коду точки:

В — вертикальная,

П — поперечная,

О — осевая.

Угол между направлением максимальной чувствительности датчикам и направлением измерения не должен превышать 25°.

5.2.9. Диаметр площадки должен превышать на 0,5-1 см внешний диаметр крепежного магнита измерительного вибродатчика или нижнего торца самого датчика (если датчик крепится на шпильке).

5.2.10. Поверхность площадки должна быть зачищена от краски, грязи. Шероховатость не должна превышать 1,7 мкм. Глубина отверстия с резьбой (в случае крепления на резьбовую шпильку) должна быть достаточной, чтобы шпилька не упиралась в дно отверстия датчика или вибрирующей поверхности.

Должно быть обеспечено плотное прилегание нижнего торца датчика (если датчик крепится на шпильке) или упорных плоскостей магнита. Если при оборудовании площадки использовалась дополнительная конструкция, но необходимо проверить ее собственную частоту после окончания монтажа.

5.2.11 Номер точки в соответствии с картой маршрута должен быть нанесен несмываемой краской или другой (температуростойкой) маркировкой рядом с измерительной площадкой.

5.2.12 Установка датчика на шпильке обеспечивает полный паспортный диапазон измерений в высокочастотной области (обычно 5000-10000 Гц) и является во всех случаях предпочтительным способом крепления.,

5.2.13 Установка датчика на магните является оптимальным решением при проведении базового вибромониторинга.

5.2.14 Как исключение (немагнитная поверхность и затруднённый доступ), допускается использование датчиков с щупом (верхняя граница частотного диапазона — до 500 Гц), причем в этом случае число усреднений сигнала должно быть не менее 8.

5.2.15 Измерительные площадки должны размещаться на жестких толстостенных корпусных элементах, приливах, силовых фланцах. Не допускается устройство площадок на тонкостенных участках корпусов.

5.2.16 При измерениях в точках, недоступных для непосредственной установки переносного датчика, рекомендуется установка стационарного виброизмерительного канала в эту точку.

5.2.17 Минимальное время единичного измерения должно обеспечивать необходимую степень усреднения сигнала (не менее 6 усреднений) или запись необходимой длины выборки (не менее 30 периодов частоты левой границы обследуемой частотной полосы) для последующего усреднения измеряемого параметра сигнала.

5.2.18 При проведении измерений измерительный кабель не должен подвергаться интенсивным колебаниям и должен быть удалён от источников сильных электромагнитных полей.

5.2.19 Измерения относительной вибрации.

Относительные колебания вала (колебания вала относительно подшипника) измеряются в трёх направлениях: в осевом и в двух радиальных направлениях в плоскости, перпендикулярной оси вала. Радиальные направления измерения смещены относительно вертикали на 45° и на 90° между собой.

5.2.20 Бесконтактные датчики относительной радиальной вибрации устанавливаются во вкладышах подшипников, или с осевым смещением от подшипников, не превышающем 75 мм. (Способы крепления датчиков относительной вибрации не устанавливаются, т.к. зависят от конструктивных особенностей агрегатов и разрабатываются организациями, проектирующими оборудование агрегатов стационарными системами виброконтроля).

5.2.21 Бесконтактные датчики измерения осевой вибрации и осевого смещения устанавливаются параллельно оси вала при максимальном приближении к ней.

5.2.22 Измерительные поверхности на валу не должны иметь овальности, погрешностей формы поверхности, неоднородностей металла. Шероховатость измерительной поверхности для датчиков относительной вибрации должна быть не более 0,32, а для датчиков осевого смещения не более 2,5.

5.3 Проведение текущих контрольных измерений.

5.3.1 Текущие контрольные измерения проводятся с момента пуска до остановки агрегата с периодичностью раз в смену, в соответствии с регламентом завода.

5.3.2 При проведении текущих измерений при помощи переносных приборов виброметров контролируется только СКЗ абсолютной виброскорости и (или) виброперемещения. Контролируемый параметр устанавливается для каждого агрегата.

5.3.3 Точки проведения текущих контрольных измерений назначаются по результатам проведения полных контрольных измерений. Точки текущих контрольных измерений назначаются в направлении максимальной вибрации на каждом подшипниковом узле.

5.3.4 После проведения 3-5 полных контрольных измерений необходимо скорректировать назначенные ранее точки текущих измерений. Корректировка заключается в возможном изменении направления точек текущих измерений в соответствии с изменением направления максимальной вибрации на подшипниковом узле.

5.3.5 Последующая корректировка точек текущих контрольных измерений осуществляется лабораторией вибродиагностики. При этом число точек текущего контроля вибрации может быть снижено до одной на узел агрегата (привод, мультипликатор, нагнетатель).

5.3.6 После текущих контрольных измерений, указывающих на изменение оценки технического состояния агрегата по сравнению с предыдущей оценкой, проводятся полные контрольные измерения.

5.3.7 После текущих контрольных измерений, указывающих на возрастание СКЗ виброскорости на 1 мм/с за 7 суток, также проводятся полные контрольные измерения.

5.4 Проведение полных контрольных измерений.

5.4.1 При проведении полных контрольных измерений регистрируются:

На центробежных компрессорных машинах (ЦКМ:)

— СКЗ абсолютной виброскорости во всех штатных точках контроля в диапазоне частот 10-1000 Гц;

— СКЗ абсолютной виброскорости в штатных точках на турбоприводе, мультипликаторе и компрессоре в диапазоне частот 10-5000 Гц;

— виброперемещение в точках установки датчиков относительной вибрации.

На центробежных насосных агрегатах (ЦНА):

— СКЗ виброскорости во всех штатных точках контроля;

— СКЗ виброперемещения в точке максимального значения виброскорости на насосе.

Результаты проведения полных контрольных измерений фиксируются в картах регистрации уровней вибрации.

5.4.2 После ремонта и монтажа сразу после выхода агрегата на рабочий технологический режим проводятся полные контрольные измерения. Оценивается техническое состояние агрегата по нормам вибрации. По результатам проведения полных контрольных измерений назначаются точки текущих контрольных измерений. С началом эксплуатации приступить к проведению текущих контрольных измерений с регистрацией результатов в эксплуатационном журнале.

5.4.3 При уровне вибрации, превышающем оценку «Допустимо», но не достигающем оценки «Недопустимо», передать в течение суток сообщение о наличии дефекта специалистам ОТН и ОГМ.

5.4.4 При уровне вибрации, превышающем оценку «Недопустимо», агрегат остановить.

5.4.5 После завершения процесса приработки (спустя 72 часа после пуска) проводятся повторно полные измерения.

5.4.6 При уровне вибрации, соответствующем оценке:

Для ЦКМ — «Отлично» или «Хорошо»;

Для ЦНА — «Допустимо после ремонта»,

агрегат принимается в эксплуатацию.

При этом и последующих полных контрольных измерениях должна проводиться корректировка точек текущих контрольных измерений.

При уровне вибрации, соответствующем оценкам «Допустимо», «Еще допустимо», «Требует принятия мер» агрегат в эксплуатацию не принимается. Проводятся работы по выявлению дефекта.

На начальном этапе после приёмки агрегата в эксплуатацию проводятся 3-5 полных контрольных измерений с интервалом не более:

— для ЦКМ — 1 раз в неделю;

— для ЦНА — 1 раз в месяц.

В случае первого появления оценки «Ещё допустимо» или «Требует принятия мер» результаты полных контрольных измерений в течение суток передаются в ОТН и ОГМ для проведения работ по выявлению дефекта и назначения периодичности проведения последующих контрольных измерений.

При оценке «Недопустимо» агрегат остановить.

При изменении оценки по сравнению с предыдущими полными контрольными измерениями передать в течение суток сообщение в лабораторию диагностики для проведения работ с целью выяснения причин изменения технического состояния.

В процессе эксплуатации, после проведения 3-5 полных контрольных измерений, последующие измерения проводятся в сроки, установленные лабораторией вибродиагностики.

Полные контрольные измерения проводятся после нарушений технологического режима, которые могут повлиять на техническое состояние агрегата, или после его остановки при возобновлении работы (даже без разборки).

После текущих контрольных измерений, указывающих на изменение технического состояния агрегата, проводятся полные контрольные измерения.

Не более чем за 1 неделю до вывода агрегата в ремонт проводятся полные контрольные измерения. Результаты проведения измерений заносятся в карту регистрации уровней вибрации с пометкой «Перед ремонтом».

6 СПЕЦИАЛЬНЫЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ

6.1 Виды и объём диагностических измерений определяются целями диагностических обследований, типом используемых диагностических приборов и программных средств обработки вибросигналов, выполняются по разработанным программам.

6.2 В качестве основного вида специальных диагностических измерений применяется измерение амплитуд и частот спектральных составляющих вибросигнала (спектральный анализ) в диапазоне частот от 10 до 5000 Гц.

6.3 Оценки технического состояния подшипников качения может проводиться одним из четырёх методов диагностики развивающихся дефектов:

  • метод ПИК-фактора;

  • метод прямого спектра;

  • метод спектра огибающей;

  • метод ударных импульсов.

Выбор метода диагностики определяется выбором приборного оснащения и программного обеспечения (ПО) диагностической системы.

Например:

Метод спектра огибающей;

— прибор СД-12+ПО «DREAM for Windows» (предприятие ООО «Ассоциация ВАСТ»)

— прибор СК2300+ПО «Эксперт» (ИТЦ «Оргтехдиагностика»)

Метод ударных импульсов:

  • приборы LEONOVA и А-30+ПО «CondmasterPro» (фирма SPM).

6.4 Для проведения балансировки роторов механизмов в собственных подшипниках проводятся измерения амплитуды и фазы вибрации на частоте вращения ротора с использованием датчика числа оборотов.

6.5 С применением спектрального анализа вибросигналов лабораторией вибродиагностики проводятся следующие работы:

— снятие спектральных характеристик вибрации диагностируемого оборудования при стационарном режиме его работы;

— снятие режимных характеристик;

— снятие контурных характеристик;

— запись фазо-частотных характеристик и каскадов спектров при разгонах и выбегах оборудования;

— определение собственных частот агрегата и трубопроводов;

— снятие вибрационных характеристик продуктопроводов, аппаратов, маслопроводов;

— балансировка роторов в собственных подшипниках.

6.6 На стационарном режиме работы спектральные характеристики вибрации определяются в штатных точках контроля:

— после пуска агрегата в эксплуатацию и завершения процесса приработки (снятие опорных спектров).

— периодически в процессе эксплуатации;

— после проведения полных контрольных измерений, свидетельствующих о появлении дефекта;

— после изменения режима эксплуатации, способного повлиять на вибросостояние агрегата;

— перед остановкой агрегата на ремонт.

6.6.1 Снятие опорных спектров проводится с целью регистрации амплитуд спектральных составляющих, характеризующих бездефектное состояние агрегата.

6.6.2 Периодическая регистрация спектров вибрации необходима для диагностирования зарождающихся дефектов и прогнозирования их развития.

6.6.3 Регистрация спектров вибрации по результатам контрольных измерений, указывающим на наличие дефекта, необходима для определения дефекта, причин, вызвавших его возникновение, и разработки рекомендаций по их устранению.

6.6.4 После изменения режима эксплуатации, приведшего к изменению вибросостояния оборудования, следует провести спектральный анализ вибрации для выявления причин изменения состояния.

6.6.5 Перед остановкой на ремонт регистрация спектров вибрации осуществляется с целью получения количественной оценки дефектов, уточнения вида и объёма работ для их устранения.

6.7 При снятии режимных характеристик оценивается влияние технологических параметров на вибросостояние агрегата. Проводятся как в процессе эксплуатации, так и в период обкатки оборудования. Цель — определение оптимальных для технического состояния агрегата технологических параметров и обеспечение продления его работы при наличии дефекта, за счёт изменения режима эксплуатации.

6.8 Снятие контурных характеристик направлено на выявление таких дефектов, как ослабление жесткости опорных систем, появление наведённой вибрации, возникновение резонансных колебаний корпусов и опорных конструкций.

6.9 При снятии контурных характеристик измеряется общий уровень и амплитуды спектральных составляющих, а также при необходимости фазовый сдвиг амплитуды колебаний на оборотной частоте. При этом выделяются наиболее значимые спектральные составляющие, амплитуды которых составляют не менее 0,7 общего уровня вибрации.

6.10 Вибрация измеряется в точках:

— на фундаменте, опорной раме и на основании корпуса агрегата у анкерных болтов и посередине между ними;

— на анкерных болтах;

— на уровне оси вала по периметру корпуса;

— на выносных стойках подшипников, у основания, на верхней крышке, на уровне оси вала, посередине между уровнем оси вала и основанием.

6.11 На фундаменте, раме, основании корпуса и анкерных болтах вибрация измеряется в вертикальном направлении.

6.12 На корпусе и стойках вибрация измеряется в горизонтальной плоскости.

6.13 Запись фазо-частотных характеристик разгона и выбега агрегата предназначена для определения критических частот роторов и оценки вибросостояния на этих режимах. Запуск регистрации вибросигнала осуществляется от датчика оборотов при изменении их числа, или через заданные промежутки времени. Измерение вибрации при этом проводится в точках ожидаемых максимальных значений.

6.14 Определение собственных частот агрегата и трубопровода предназначено для диагностирования резонансных колебаний.

6.14.1 Собственные частоты агрегата определяются по анализу мгновенного спектра вибросигнала, регистрируемого в момент пуска. Для выявления высокочастотных собственных колебаний следует анализировать виброускорение в диапазоне частот 10-5000 Гц.

6.14.2 Определение собственных частот участков трубопроводов следует проводить при неработающем агрегате по регистрации частоты свободных колебаний, вызванных приложением ударной нагрузки. При проведении измерений датчик устанавливается вблизи опоры, а колебания возбуждаются в середине исследуемого участка (между опорами). Направление измерения и приложения ударной нагрузки должны совпадать. При определении собственных частот участков трубопроводов следует регистрировать виброскорость в диапазоне частот 2-100 Гц.

6.15 Снятие вибрационных характеристик трубопроводов и аппаратов предназначено для выявления их дефектов.

Вибрация измеряется на прямолинейных участках трубопроводов и на неоднородностях (опоры, аппараты, углы поворотов, тройниковые соединения, вентили, краны). Регистрируются СКЗ виброскорости в диапазоне частот 2-100 Гц и амплитуды спектральных составляющих виброперемещения.

6.15.1 На прямолинейных участках между неоднородностями точки измерения располагаются равномерно в количестве, определяемом длинной участка трубопровода:

  • до 1,5 м — 1 шт.;

  • до 3 м — 2 шт.;

  • до 4 м — 3 шт.;

  • более 4 м — 4 шт.

Измерения проводятся в вертикальном и горизонтально-поперечном относительно оси трубы направлениях.

6.15.2 В углах поворота трубопроводов вибрация измеряется в двух сечениях соединения прямолинейного и радиального участков по двум направлениях в каждом сечении.

6.15.3 В тройниковых соединениях вибрация измеряется в одной точке по трём взаимно перпендикулярным направлениям.

6.15.4 На опорах вибрация измеряется на элементах опор в трёх направлениях.

6.15.5 На фундаменте опор вибрация измеряется по трём направлениям в двух точках, на верхнем обрезе фундамента и на уровне грунта.

6.15.6 На кранах вибрация измеряется в верхней точке на корпусе в трёх направлениях.

6.15.7 На консольных ответвлениях вибрация измеряется в двух точках по трём направлениям, в точке у врезки ответвления и в точке у запорной арматуры.

6.15.8 Вибрация аппарата измеряется:

  • в точке на вершине аппарата в трёх направлениях;

  • в точке подсоединения трубопроводов в двух направлениях;

  • по оси патрубка и перпендикулярно плоскости изгиба;

  • на анкерных болтах присоединения аппарата к фундаменту.

6.16 Первичные вибропреобразователи (датчики) абсолютной вибрации при проведении специальных диагностических измерений крепятся при помощи магнита. При определении собственных частот агрегата в режиме пуска предпочтительнее крепление датчиков при помощи шпильки.

6.16.1. Угол между направлением максимальной чувствительности датчика и направлением измерения не должен превышать 7 градусов.

6.16.2. Обозначение дополнительных точек проведения специальных диагностических измерений определяется принятой на предприятии системой обозначения контрольных точек измерения.

7 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ЛАБОРАТОРИЕЙ ВИБРОДИАГНОСТИКИ

7.1 Подготовка к проведению работ.

Подготовка проведения работ по вибродиагностическому обслуживанию оборудования проводится при участии ОТН и лаборатории вибродиагностики.

На подготовительном этапе выполняются следующие работы:

  • назначение точки полных контрольных измерений и сопровождающих параметров;

  • назначение точек специальных диагностических измерений;

  • сформировать банк данных для ЭВМ в соответствии с требованиями применяемых программ по диагностике.

7.2 Прием в эксплуатацию оборудования I и II категории.

В период пуска агрегата контролируется и регистрируется вибрация в точках ожидаемых максимальных значений.

Регистрируются:

  • виброускорение в диапазоне частот 10-5000 Гц в начальный момент пуска (в период возникновения ударных нагрузок);

  • виброскорость оборотной или одной из кратных ей составляющих в режиме следящего фильтра, управляемого от датчика числа оборотов.

7.3 По записи виброускорения определяются собственные частоты агрегата. Это виброизмерение проводить один раз после включения агрегата в число диагностируемых, а также после изменений (замена подшипников, муфт, замена ротора).

Измерение может повторяться в случае необходимости при поиске дефектов.

7.4 Регистрацию виброскорости на оборотной или кратной ей частоте в режиме пуска осуществлять после каждого капитального ремонта.

Если в период пуска СКЗ виброскорости превысит нижнюю границу зоны оценок «Недопустимо» более чем в 1,6 раза, то агрегат остановить и направить в повторный ремонт.

7.5 После выхода агрегата на номинальный технологический режим провести полные контрольные измерения. При возможности повторить полные контрольные измерения для максимальных и минимальных значений основных технологических параметров (число оборотов, нагрузка и т.д.).

7.6 При уровне вибрации, соответствующей оценке «Недопустимо» агрегат остановить и отправить в ремонт.

7.7 При уровне вибрации, соответствующем оценке «Требует принятия мер», провести регистрацию спектров вибрации в штатных точках. При необходимости провести дополнительные специальные измерения. Провести анализ полученных данных и установить дефект. Составить заключение о техническом состоянии с указанием возможных дефектов и путей их устранения. Агрегат остановить и передать в ремонт.

7.8 После завершения процесса приработки (через 72 часа после пуска) провести полные контрольные измерения. По результатам полных контрольных измерений назначить точки текущих контрольных измерений.

7.9 При уровне вибрации, соответствующем оценке «Допустимо» или «Требует принятия мер», провести регистрацию спектров вибрации в штатных точках. При необходимости провести дополнительные специальные измерения. Провести анализ полученных данных и установить дефект. Составить заключение о техническом состоянии с указанием возможных дефектов и путей их устранения.

7.10 При уровне вибрации, соответствующей оценке «Хорошо» или «Отлично», агрегат принимается в эксплуатацию, проводится регистрация спектров вибрации в штатных точках и при необходимости дополнительные специальные диагностические измерения, объем, и содержание которых устанавливается лабораторией вибродиагностики. В число дополнительных специальных диагностических измерений входит:

  • снятие контурной характеристики;

  • режимные испытания;

  • измерение вибрации трубопроводов.

Уровни и спектры вибрации, зарегистрированные на этом этапе, принимаются в качестве опорных.

7.11 Проведение диагностических работ в процессе эксплуатации оборудования.

7.11.1 По графику, разработанному ОТН, проводить сбор, ввод в ПЭВМ и обработку данных диагностических измерений.

7.11.2 По результатам обработки составить справки о техническом состоянии агрегата с обязательным указанием времени проведения очередных полных контрольных измерений для каждого агрегата. По результатам полных контрольных измерений назначить точки проведения текущих контрольных измерений.

7.11.3 На агрегатах с оценкой «Требует принятия мер» провести измерение спектров вибрации в штатных точках.

По результатам измерений назначить проведение дополнительных специальных диагностических измерений, составить заключение о техническом состоянии с указанием возможных дефектов и оптимального, с точки зрения технического состояния, режима эксплуатации агрегата.

Подготовить справку о времени вывода агрегата в ремонт.

7.11.4 На агрегатах I и II категории проводить периодическую регистрацию спектров вибрации в зависимости от тенденции изменения их состояния.

7.11.5 При сообщении, поступившем от механика установки, об изменении оценки технического состояния агрегата или об оценке «Требует принятия мер», провести в течение суток измерения спектров вибрации в штатных точках и дополнительные диагностические измерения. Определить остаточный ресурс. Составить заключение о техническом состоянии агрегата.

7.12 Перед остановкой на ремонт агрегатов I-й и II-ой категории не более чем за 7 суток провести измерения спектров вибрации в штатных точках и, при необходимости, дополнительные диагностические измерения.

8 КВАЛИФИКАЦИОННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ

8.1 Контрольные измерения вибрации проводят лица из числа эксплуатационного персонала, обученные и аттестованные по программе подготовки специалистов I уровня по вибрационному методу неразрушающего контроля.

8.2 Проведение специальных диагностических измерений осуществляется бригадами, состоящими из двух человек:

— руководитель бригады (специалист по вибрационной диагностике машин и технологического оборудования, имеющий сертификат не ниже II уровня.)

— техник-измеритель (специалист по вибрационной диагностике машин и технологического оборудования, имеющий сертификат I уровня).

8.2.1 В обязанности руководителя бригады входит работа с программным обеспечением (контроль загрузки маршрутов, выгрузки данных, ведение базы данных, анализ результатов вибромониторинга, выполненного программным обеспечением, выдача заключения по результатам проведённого анализа).

8.2.2 В обязанности измерителя входит корректное проведение процесса измерения и записи результатов замеров в переносной прибор. В случае применения универсальных средств виброизмерений специалист-измеритель обязан проверить текущие настройки режима измерений прибора (тип окна, число усреднений, частотный диапазон, число линий в спектре, режим съёма информации, чувствительность датчика, режим цифрового или аналогового интегрирования и т.д.), выбрать соответствующие датчики по габаритам и параметрам (температурный и динамический диапазоны, соответствующий тип крепления датчика для проведения измерения), и обеспечить корректные условия крепления вибропреобразователя к поверхности в момент съёма сигнала.

9 ТРЕБОВАНИЯ К ДИАГНОСТИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЕ

Сбор и обработка вибрационных данных должна осуществляться при помощи сертифицированных приборов вибросборщиков (коллекторов) и соответствующего программного обеспечения. При проведении контроля вибрационных параметров машинного оборудования, расположенного во взрывоопасных и пожароопасных зонах (оборудование предприятий переработки и транспортировки нефти, нефтепродуктов, природного газа и т.п.), должны применяться измерительные приборы и системы, изготовленные во взрывозащищенном и пожаробезопасном исполнении в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок (ПУЭ) и ГОСТ 22782.0-81 «Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний». Не допускается применение приборов, не прошедших госповерку.

Основная относительная погрешность аппаратуры для проведения вибродиагностических обследований в рабочем диапазоне амплитуд не должна превышать ±10%.

Неравномерность частотной характеристики измерительных средств в диапазоне 10 Гц-5000 Гц не должна превышать ±0,8 дБ.

Дополнительная относительная погрешность вибропреобразователя в рабочем диапазоне температур не должна превышать половины основной погрешности.

Дополнительная относительная погрешность вибропреобразователя от влияния других внешних воздействий, включая флуктуации напряжения питания, не должна превышать ±1%.

Значение частоты поперечного резонанса вибропреобразователя должно быть не менее 6000 Гц.

Измеряемые величины:

Виброускорение;

Виброскорость;

Виброперемещение.

Частотный диапазон измерений:

   Для измерений на трубах

2-100 Гц,

   Для измерений на агрегатах

10-5000 Гц.

   Температурный диапазон использования:

   Приборов

-20 +50 °С;

   Датчиков вибрации

-40 +250 °С.

Приборное оснащение должно обеспечивать решение поставленных задач.

Приложения

НОРМАТИВНАЯ БАЗА ВИБРАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ВИБРОПАРАМЕТРОВ МАШИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ


Международные и государственные стандарты

10.1.1*. Международный стандарт ИСО 2372. Станки. Правила оценки механической вибрации при рабочих скоростях от 10 до 200 об/с.

_______________

* Нумерация соответствует оригиналу, здесь и далее по тексту;

** Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить, перейдя по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.1. Международный стандарт ИСО 2954. Механическая вибрация машин с вращательным и возвратно-поступательным движением. Требования к приборам для измерения интенсивности вибрации.

10.1.2. Международный стандарт ИСО 3945. Механическая вибрация крупных роторных машин с диапазоном скоростей вращения от 10 до 200 об/с. Измерение и оценка интенсивности вибрации в эксплуатационных условиях (на месте).

10.1.3. Международный стандарт ИСО 5347-0. Методы калибровки преобразователей для измерения вибрации и удара. Часть 0: Основные положения.

10.1.4. Стандарт МЭК. Публикация 34-14. Машины электрические вращающиеся. Часть 14. Механическая вибрация некоторых видов машин с высотами оси 56 мм и более. Измерение, оценка и допустимые значения оценки вибрации.

10.1.5. ГОСТ ИСО 10816. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений на не вращающихся частях. Части 1-4.

10.1.6. ГОСТ 12.1.012-90* СБТ. Вибрационная безопасность. Общие положения.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 12.1.012-2004. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.7. ГОСТ 12.2.020-76. Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация и маркировка.

10.1.8. ГОСТ 12.2.021-76*. Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Порядок согласования технической документации, проведения испытаний, выдачи заключений.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ПБ 03-538-03. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.9. ГОСТ 14254-80*. Изделия электротехнические. Оболочки. Степени защиты. Обозначения. Методы испытаний.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 14254-96. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.10. ГОСТ 16921-83*. Машины электрические вращающиеся. Допустимые вибрации.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р МЭК 60034-14-2008, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.11. ГОСТ 22061-76*. Система классов точности балансировки и методические указания.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ ИСО 1940-1-2007. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.12. ГОСТ 20815-88*. Машины электрические вращающиеся. Вибрация. Машины с высотой оси вращения свыше 355мм. Измерения и допустимые значения.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р МЭК 60034-14-2008, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.13. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.

10.1.14. ГОСТ 24346-80. Вибрация. Термины и определения.

10.1.15. ГОСТ 22782.0-81. Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний.

10.1.16. ГОСТ 22782.5-78. Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь». Технические требования и методы испытаний.

Базовые нормативные документы

10.1.17. Центробежные электроприводные нефтяные насосные агрегаты. Эксплуатационные нормы вибрации. Руководящий документ. Министерство нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР. Вводятся с 1.04.89 г.

10.1.18. Центробежные компрессорные агрегаты. Нормы вибрации. Министерство нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР. М., 1986.

10.1.19. Центробежные компрессоры. Общие технические условия на ремонт УО 38.12.007-87. Министерство нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР. Волгоград, 1989. — 368 с.

10.1.20. Центробежные насосы. Общие технические условия по ремонту УО 38.12.018-94.

10.1.21. Руководящий материал. Вентиляторы радиальные (центробежные) и осевые. Эксплуатация и ремонт РМ 38.14.008-94.

10.1.22. Руководящий документ. Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кг/см) РД 38.13.004-86*.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует РД 39-132-94. — Примечание изготовителя базы данных.

10.1.23. ОСТ-28-21-01-96. Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия.

10.1.24. ГОСТ Р 51364-99 «Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия»;

10.1.25. «Методика технического диагностирования АВО» ЛЕННИИХИММАШ.

10.1.26. Методические рекомендации по проведению диагностических виброизмерений центробежных компрессорных машин и центробежных насосных агрегатов МХНП РДИ-91.

10.1.28. «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» ПБ 03-585-03.

10.1.29. Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими во взрывоопасных и вредных газах. (ПБ 03-582-03) Госгортехнадзор 2003.

10.1.30. Министерство газовой промышленности СССР. Нормы вибрации. Оценка интенсивности вибрации газоперекачивающих агрегатов в условиях эксплуатации на компрессорных станциях Мингазпрома.

10.1.32. Фундаменты машин с динамическими нагрузками. Нормы проектирования. СНиП II-Б.7-70. — М.:»Стройиздат», 1971.

10.1.34. Методические указания. Системы измерения вибрации нефтеперерабатывающего оборудования в условиях эксплуатации. Методика бездемонтажной проверки. МУ ТВМ 300-97. Сосновый Бор.

10.1.35. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций РД 153-39ТН-008-96.

10.1.36. Регламент диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов. ИТЦ «ОГТЕХДИАГНОСТИКА» 2001 г.

10.1.37. Регламент измерений, необходимых для технической диагностики газоперекачивающих агрегатов, технологических обвязок и общестанционного оборудования компрессорных станций. Мингазпром 1984 г.

10.1.38. Технические условия и нормы вибрации на оборудование предприятий-изготовителей.

10.1.39. Технические условия и нормы вибрации стационарных систем вибрационного контроля, поставленных в качестве штатных предприятием — изготовителем оборудования.

10.1.40. Технические условия и нормы вибрации стационарных систем вибрационного контроля, приобретенных и установленных на оборудовании по Техническому заданию (Техническим условиям) предприятия-потребителя.

НОРМЫ ВИБРАЦИИ

Для оценки технического состояния оборудования необходимо использовать эксплуатационные нормы вибрации, установленные в технических условиях эксплуатации предприятием-изготовителем оборудования.

При отсутствии таковых, необходимо руководствоваться нормами отраслевых нормативных документов для контролируемых видов оборудования, нормы вибрации и измеряемые вибрационные параметры принимаются, согласно указанных ниже документов.

10.2.1. Центробежные компрессорные агрегаты.

Регламентирующие документы:

[10.1.18] «Центробежные компрессорные агрегаты. Нормы вибрации. Министерство нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР. М., 1986.»

Нормы вибрации приведены в табл.1.

Оценка технического состояния узлов ЦКМ по интенсивности вибрации корпусов подшипников

Таблица 1

Интенсивность вибрации СКЗ виброскорости, мм/с

Оценка технического состояния оборудования

Турбина (паропривод)

Электропривод

Редуктор (мультипликатор)

Компрессор

До 1,8

Отлично

Отлично

Отлично

Отлично А

Св. 1,8 до 2,8

Хорошо

Хорошо

Св. 2,8 до 4,5

Допустимо

Хорошо

Хорошо

Допустимо

Св. 4,5 до 7,1

Требует принятия мер

Допустимо

Допустимо

Св. 7,1 до 11,2

Недопустимо

Требует принятия мер

Требует принятия мер

Требует принятия мер

Свыше 11,2

Недопустимо

Недопустимо

Недопустимо

«Отлично», «Хорошо»
— оценка качества ремонта, допустимо при приёмных испытаниях.

«Допустимо»
— бездефектное эксплуатационное состояние.

«Требует принятия мер»
— необходимо проведение мероприятий по обнаружению дефекта, усилению контроля, планомерный вывод в ремонт.

«Недопустимо»
— эксплуатация не допускается.

10.2.2. Центробежные электроприводные нефтяные насосные агрегаты.

Регламентирующие документ:

[10.1.17] «Центробежные электроприводные нефтяные насосные агрегаты. Эксплуатационные нормы вибрации. Руководящий документ. Министерство нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР».

Нормы вибрации установлены раздельно для электродвигателей и насосов. Вибрация измеряется на подшипниковых узлах.

Нормы вибрации электродвигателей, осуществляющих привод насосов, распространяются на машины электрические вращающиеся категории N (нормальные) согласно ГОСТ 16921-83, с высотой оси вращения электродвигателя, мм:

— от 80 до 132 включительно;

— свыше 132 до 225 включительно;

— свыше 225 до 400 включительно.

Техническое состояние электропривода в агрегатированием состоянии оценивается по среднеквадратичным значениям виброскорости , измеренной в диапазоне частот от 10 до 1000 Гц, приведенным в табл.2.

Оценка технического состояния электроприводов нефтяных насосных агрегатов

Таблица 2

Интенсивность вибрации, СКЗ виброскорости
, мм/с

Оценка технического состояния

Высота оси вращения эл. двигателя (мм)

От 80 до 132 вкл.

От 132 до 225 вкл.

От 225 до 400 вкл.

До 1,8

Допустимо после ремонта

Допустимо после ремонта

Допустимо после ремонта

Свыше 1,8 до 2,8

Допустимо

Свыше 2,8 до 4,5

Ещё допустимо

Допустимо

Свыше 4,5 до 7,1

Требует принятия мер

Ещё допустимо

Допустимо

Свыше 7,1 до 11,2

Недопустимо

Требует принятия мер

Ещё допустимо

Свыше 11,2 до 18

Недопустимо

Требует принятия мер

Свыше 18

Недопустимо

«Допустимо после ремонта»
— допустимо при приёмных испытаниях после ремонта.

«Допустимо»
— бездефектное эксплуатационное состояние.

«Требует принятия мер»
— необходимо проведение мероприятий по обнаружению дефекта, усилению контроля, планомерный вывод в ремонт.

«Недопустимо»
— эксплуатация не допускается.

Насосы, техническое состояние которых оценивается по указанным нормам, разделяется на три группы по потребляемой мощности:

I группа — менее 50 кВт;

II группа — от 50 до 200 кВт;

III группа — от 200 кВт и выше.

В качестве нормируемых параметров вибрации в полосе частот от 10 до 1000 Гц устанавливаются среднее квадратическое значение виброскорости . Нормы приведены в табл.N 3.

Центробежные электроприводные нефтяные насосы нормы вибрации (адаптированные)

Таблица 3

Интенсивность вибрации, СКЗ виброскорости
, мм/с

Оценка технического состояния

Потребляемая мощность (кВт)

до 50 кВт

50-200кВт

свыше 200 кВт

До 1,2

Отлично

Отлично

Отлично

Свыше 1,2 до 1,8

Хорошо (допустимо после ремонта)

Свыше 1,8 до 2,8

Допустимо

Хорошо (допустимо после ремонта)

Свыше 2,8 до 4,6

Ещё допустимо

Допустимо

Хорошо (допустимо после ремонта)

Свыше 4,6 до 6,3

Требует принятия мер

Ещё допустимо

Допустимо

Свыше 6,3 до 8,2

Недопустимо

Требует принятия мер

Ещё допустимо

Свыше 8,2 до 10,5

Недопустимо

Требует принятия мер

Свыше 10,5

Недопустимо

10.2.3. Вентиляторы радиальные (центробежные).

Допускаемое среднее квадратическое значение виброскорости для вентиляторов радиальных (центробежных) и осевых по документу [10.1.17] «Руководящий материал. Вентиляторы радиальные (центробежные) и осевые. Эксплуатация и ремонт РМ 38.14.008-94», не должно превышать 6,3 мм/с независимо от вида балансировки рабочих колес, шкивов и муфт (Табл.4.).

Нормы вибрации радиальных (центробежных) вентиляторов

Таблица 4

Величина среднего квадратического значения виброскорости, мм/с

Оценка вибросостояния вентилятора

Оценка возможной длительности эксплуатации

Свыше 1,5 до 3,4

Хорошо

Длительная

Свыше 3,4 до 5,2

Удовлетворительно

Ограниченная

Свыше 6,3

Неудовлетворительно

Недопустимая

10.2.4. Аппараты воздушного охлаждения

Нормы вибрации аппаратов воздушного охлаждения по документам:

[10.1.23] ОСТ-28-21-01-96. Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия.

[10.1.24] ГОСТ Р 51364-99 «Аппараты воздушного охлаждения. Общие технические условия»;

[10.1.25] «Методика технического диагностирования АВО» ЛЕННИИХИММАШ.

установлены в виде предельно допускаемых среднеквадратичных значений виброскорости на эл. двигателе привода вентилятора и опорах металлоконструкций в частотном диапазоне от /60 до 1000 гц:

— для агрегатов с электродвигателями мощностью свыше 75 кВт

— 4,5 мм/с;

— для агрегатов с электродвигателями мощностью до 75 кВт

— 2,8 мм/с.

а также предельное значение удвоенной амплитуды виброперемещения, измеренное на раме привода и верхней плите стойки металлоконструкции в частотном диапазоне от /60 до 250 Гц, не должно превышать 0,2 мм. ( — частота вращения эл. двигателя).

10.2.5. Нормы вибрации поршневых компрессоров

Нормы вибрации поршневых компрессоров регламентированы документом [10.1.27] «Общие технические условия по ремонту поршневых компрессоров ОТУ-85». Согласно этому документу циклические перемещения рамы относительно фундамента не должны превышать 0,2 мм, а допускаемая величина колебаний фундамента не должна превышать значений, приведенных в табл.5.

Предельные величины колебаний фундамента

Таблица 5

Частота вращения вала компрессора (об/мин)

Предельно допустимые амплитуды колебаний (мм) для гармоники колебаний

Первой

Второй

Более 600

0,1

0,05

От 600 до 400

0,1-0,15

0,07

От 400 до 200

0,15-0,25

0,1

Менее 200

0,25 (0,3)*

0,15

________________

(*) — Для фундаментов высотой более 5 м (от его подошвы)

Нормы вибрации поршневых (плунжерных) насосов и поршневых компрессоров

Таблица 6

Оценка вибросостояния (зона)

Число рабочих ходов поршня, мин

более 2000

1000-2000

500-1000

менее 500

мм/с

, мкм

мм/с

, мкм

мм/с

, мкм

мм/с

, мкм

А

4,6

20

4,6

25

4,6

35

4,6

80

В

7,1

35

7,1

45

7,1

60

7,1

120

С

11,2

60

11,2

80

11,2

100

11,2

180

А — хорошо;

В — удовлетворительно;

С — неудовлетворительно;

— среднеквадратичное значение виброскорости;

— значение размаха абсолютного вибросмещения.

10.2.6. Технологические трубопроводы.

Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов по документу [10.1.28] «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» ПБ 03-585-03 составляет 0,2 мм в полосе частот до 40 Гц.


10.3 СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТОЧЕК КОНТРОЛЯ

Карта точек замера уровней вибрации насосных агрегатов типа НПС

Схема точек замера уровней вибрации

     
Описание точек замера вибрации:

N точки измерения

Описание точки измерения

Направление измерения

Примечание

корпус эл. двигателя задний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя задний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Осевое

корпус радиально-упорного подшипника

Вертикальное

корпус радиально-упорного подшипника

Поперечное

корпус радиально-упорного подшипника

Осевое

корпус опорного подшипника

Вертикальное

корпус опорного подшипника

Поперечное

корпус опорного подшипника

Осевое

  
Карта точек замера уровней вибрации компрессора центробежного вертикального

Схема точек замера уровней вибрации

Описание точек замера вибрации:

N точки измерения

Описание точки измерения

Направление измерения

Примечание

корпус эл. двигателя верхний подшипник

Горизонтальное

корпус эл. двигателя верхний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя нижний подшипник

Горизонтальное

корпус эл. двигателя нижний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя нижний подшипник

Осевое

корпус редуктора

Поперечное

корпус компрессора

Поперечное

Карта точек замера уровней вибрации насосных агрегатов типа АСВН

Схема точек замера уровней вибрации

     
Описание точек замера вибрации:

N точки измерения

Описание точки измерения

Направление измерения

Примечание

корпус эл. двигателя верхний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя верхний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя нижний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя нижний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя нижний подшипник

Осевое

     
Карта точек замера уровней вибрации насосных агрегатов типа НК

Схема точек замера уровней вибрации

     
Описание точек замера вибрации:

N точки измерения

Описание точки измерения

Направление измерения

Примечание

корпус эл. двигателя задний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя задний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Осевое

корпус радиально-упорного подшипника

Вертикальное

корпус радиально-упорного подшипника

Поперечное

корпус радиально-упорного подшипника

Осевое

корпус опорного подшипника

Вертикальное

корпус опорного подшипника

Поперечное

корпус насоса

Поперечное

корпус насоса

Осевое

Карта точек замера уровней вибрации вентилятора

Схема точек замера уровней вибрации

     
Описание точек замера вибрации:

N точки измерения

Описание точки измерения

Направления измерения

Примечание

Корпус эл двиг. задний подшипник

Вертикальное

Корпус эл. двиг. задний подшипник

Поперечное

Корпус эл. двиг. передний подшипник

Вертикальное

Корпус эл. двиг. передний подшипник

Поперечное

Корпус эл. двиг. передний подшипник

Осевое

Карта точек замера уровней вибрации воздуходувки

Схема точек замера уровней вибрации

     
Описание точек замера вибрации

N точки измерения

Описание точки измерения

Направление измерения

Примечание

корпус эл. двигателя задний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя задний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Вертикальное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Поперечное

корпус эл. двигателя передний подшипник

Осевое

корпус подшипника

Вертикальное

корпус подшипника

Поперечное

корпус подшипника

Осевое

корпус подшипника

Вертикальное

корпус подшипника

Поперечное

корпус подшипника

Осевое

Корпус воздуходувки

Вертикальное

     
Карта точек замера уровней вибрации компрессоров типа 4ГЦ

Схема точек замера уровней вибрации

     
Описание точек замера вибрации

Измерения

описание точки измерения

направление измерения

корпус возбудителя эл. двигателя

вертикальное

1п

корпус возбудителя эл. двигателя

поперечное

корпус возбудителя эл. двигателя

осевое

корпус заднего подшипника эл. двигателя

вертикальное

2п

корпус заднего подшипника эл. двигателя

поперечное

корпус заднего подшипника эл. двигателя

осевое

корпус переднего подшипника эл. двигателя

вертикальное

3п

корпус переднего подшипника эл. двигателя

поперечное

корпус переднего подшипника эл. двигателя

осевое

корпус опорного подшипника входного вала редуктора

вертикальное

4п

корпус опорного подшипника входного вала редуктора

поперечное

корпус опорного подшипника входного вала редуктора

осевое

корпус опорно-упорного подшипника входного вала редуктора

вертикальное

5п

корпус опорно-упорного подшипника входного вала редуктора

поперечное

корпус опорно-упорного подшипника входного вала редуктора

осевое

корпус опорного подшипника выходного вала редуктора

вертикальное

6п

корпус опорного подшипника выходного вала редуктора

поперечное

корпус опорного подшипника выходного вала редуктора

осевое

корпус опорного подшипника выходного вала редуктора со стороны компрессора

вертикальное

7п

корпус опорного подшипника выходного вала редуктора со стороны компрессора

поперечное

корпус опорного подшипника выходного вала редуктора со стороны компрессора

осевое

корпус опорного подшипника компрессора

вертикальное

8п

корпус опорного подшипника компрессора

поперечное

корпус опорного подшипника компрессора

осевое

корпус опорно-упорного подшипника компрессора

вертикальное

9п

корпус опорно-упорного подшипника компрессора

поперечное

корпус опорно-упорного подшипника компрессора

осевое

10в

корпус редуктора

вертикальное

10п

корпус редуктора

поперечное

10о

корпус редуктора

осевое

11в

корпус компрессора

вертикальное

11п

корпус компрессора

поперечное

11о

корпус компрессора

осевое


10.4. ФОРМЫ ОТЧЕТНЫХ ПРОТОКОЛОВ

Форма 1

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДАЮ

Зам. главного инженера по производству

Главный инженер

Главный механик

Главный энергетик

Главный метролог

«

«

20

г.

ПЛАН-ГРАФИК
технической диагностики оборудования, ремонтируемого

методом ремонта по техническому состоянию, на установке

Номер по техноло-

гической схеме

Наиме-

нование, марка или тип оборудо-

вания

Устано-

вленная периодич-

ность осмотров, ч

Последний ремонт

Сроки технического осмотра

Вид

Дата

Январь

декабрь

план.

факт

план.

факт.

Начальник установки

Механик установки

     
Форма 2

АКТ
проверки технического состояния оборудования

«

«

20

г.

На основании план-графика проведена диагностика технического состояния

(наименование оборудования, N технологической схеме)

Результаты диагностики:

По результатам проведения диагностики даны следующие рекомендации:

После выполнения работ по ТО (ремонту)

(указать выполняемые работы и сроки их проведения)

срок проведения очередной диагностики устанавливается на

(срок эксплуатации)

при условии соблюдения инструкций заводов-изготовителей и инструкций по эксплуатации

Механик установки (парка, цеха)

(подпись)

(Ф.И.О.)

Инженер ОТН

(подпись)

(Ф.И.О.)

     
Карта регистрации контрольных замеров уровней вибрации

Схема агрегата

Установка

Марка агрегата

N позиции

Тип прибора

Контр. параметр

мм/с

Дата

N точки

Технологические параметры работы

Оценка

Подпись

     Оценка тех. состояния:

ДР — допустимо после ремонта

Д — допустимо

ЕД — ещё допустимо

ТМ — требует принятия мер

Н — недопустимо

     
ООО «Сургутгазпром»

Филиал «Сургутский ЗСК»

Протокол обследования агрегата от:

База данных:     

Примечания.

Станция:

Агрегат:     

Примечания.

Результаты замеров ОУV (MM/C; СКЗ).

Направление

Подш.1

Подш.2

Подш.3

Подш.4

Корп.

Вертикальное

Подш.1/оу/

Подш.2/оу/

Подш.3/oyV

Подш.4/oyV

Поперечное

Подш.1/оу/

Подш.2/оу/

Подш.3/oyV

Подш.4/оуУ

корп.5/oyV

Осевое

Подш-2/oyV

Подш.3/oyV

Подш.4/oyV

KOPП.5/oyV

град. С

Темп1/Темп1

Темп2/Темп2

Темп3/Темп3

Схема точек замера вибрации на насосах типа НК

Заключение:

Специалист:

Рабочий телефон:

ООО «Сургутгазпром»

Филиал «Сургутский ЗСК»

Протокол обследования агрегата от:

База данных:     

Примечания.

Станция:

Агрегат:     

Примечания.

Результаты замеров ОУV (мм/сек, СКЗ):

Направление

Подш.1

Подш.2

Мультипликат.

Компрессор

Горизонтальное

ПОДШ.1Г(П)/ОУV

ПОДШ.2Г(П)/ОУV

Поперечное

ПОДШ.1П(П)/ОУV

ПОДШ.2П(П)/ОУV

КОРП.3(П)/ОУV

КОРП.4(П)/ОУV

Осевое

ПОДШ.2O(O)/ОУV

Схема точек замера вибрации на LMC 311F

Специалист:

Телефон:

ООО «Сургутгазпром»

Филиал «Сургутский ЗСК»

Протокол обследования агрегата от:

База данных:     

Примечания.

Станция:

Агрегат:     

Примечания.

Результаты замеров ОУV (мм/сек; СКЗ):

Направление

Подш.1

Подш.2

Подш.З

Подш.4

Вертикальное

ПОДШ.1(В)/ОУV

ПОДШ.2(В)/ОУV

ПОДШ.3(В)/ОУV

ПОДШ.4(В)/ОУV

Поперечное

ПОДШ.1(П)/ОУV

ПОДШ.2(П)/ОУV

ПОДШ.3(П)/ОУV

ПОДШ.4(П)/ОУV

Осевое

ПОДШ.2(О)/ОУV

ПОДШ.3(О)/ОУV

ПОДШ.4(O)/ОУV

Темп. (град. С)

ТЕМП.1(Н)/ТЕМП

ТЕМП.2(Н)/ТЕМП.

ТЕМП.3(Н)/ТЕМП

Схема точек замера вибрации насосов типа НПС

Специалист:

Телефон:

ПРИЛОЖЕНИЕ
(рекомендуемое)

10.5. НОРМЫ ВРЕМЕНИ


Нормы времени работ при техническом диагностировании оборудования, сооружений и трубопроводов

ВИБРОНАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

Нормы времени вспомогательных работ

Таблица 1

Содержание работы

Единица измерения

Норма времени, чел.-ч

1 Зачистка поверхности под установку датчика

зона шириной 50 мм

1 п.м

4,2

зона 50 мм х 50 мм

1 зона

0,3

2 Снятие изоляционного покрытия

1 п.м

0,4

3 Восстановление изоляционного покрытия

то же

0,4

Нормы времени при вибродиагностике насосных и компрессорных агрегатов

Таблица 2

N п/п

Наименование работ

Един. измерен.

Затраты труда на един. чел.-час.

Проведение периодических контрольных измерений вибрации в штатных точках:

1

ГПА с газотурбинным приводом

ГПА

2,6

2

вентиляторов всех типов (с электроприводом) в 2-х точках (при нормативе на 8 точек)

шт.

0,44

3

насосно-компрессорного оборудования (с электроприводом) в 4-х точках (при нормативе на 8 точек)

шт.

0,9

4

ГПА с электроприводом

ГПА

1,8

Вибродиагностика:

5

ГПА с газотурбинным приводом

ГПА

162,6

6

вентиляторов всех типов (с электроприводом) в 2-х точках (при нормативе на 8 точек)

шт.

29,84

7

насосно-компрессорного оборудования (с электроприводом) в 4-х точках (при нормативе на 8 точек)

шт.

59,7

8

блоков АВО газа

блок

2

9

блоков пылеуловителей

блок

2

10

ГПА с электроприводом

ГПА

119,6

Балансировка в собственных подшипниках:

11

роторов вентиляторов

ротор

19,7

12

роторов насосно-компрессорного оборудования

ротор

39,4

Вибродиагностика технологических обвязок:

14

ГПА

обвязка

40

15

технологических линий УКПГ

обвязка

40

Проведение диагностических измерений вибрации по расширенной программе с заполнением типового формуляра:

16

ГПА с газотурбинным приводом

ГПА

32

17

вентиляторов всех типов (с электроприводом) в 2-х точках (при нормативе на 8 точек)

вентил.

5

18

насосно-компрессорного оборудования (с электроприводом) в 4-х точках (при нормативе на 8 точек)

оборуд.

10

19

ЦБН, работающего последовательно

блок

80

20

ЦБН полнонапорного

блок

40

21

Оперативное диагностическое обследование ГПА (теплотехнические испытания) в 3-х режимах

ГПА

76

22

Проведение контрольных измерений вибрации с заполнением типового формуляра блоков АВО газа, масла и пылеуловителей

блок

2

23

Анализ вибрационного состояния действующего парка ГПА

блок

8

24

Теплотехнические измерения центробежного нагнетателя

ЦБН

66,5

25

Комплексные теплотехнические испытания ГПА с газотурбинным приводом и оценка технического состояния

ГПА

166

26

Расчет диагностических характеристик ГТУ с применением ЭВМ

ГПА

5

27

Сбор и анализ статистических данных по эксплуатации и ремонту ГПА за календарный год

ГПА

2,5

Разработка и оформление технической или эксплуатационной документации

28

Составление графического материала (рисунки, графики, чертежи, схемы) и таблиц

комплект

24,6

29

Сверка и корректировка машинописного текста, графического и табличного материала и его оформление

комплект

4,1

30

Согласование документа или материала

комплект

8,2

31

Контроль работоспособности датчиков вибрации штатной системы контроля ГПА

ГПА

22,8

Норма времени при вибродиагностике фундаментов насосных и компрессорных агрегатов

Таблица 3

Вид работы

Наименование оборудования

Норма времени, чел.-ч

С опорными конструкциями на нулевой отметке

С опорными конструкциями на отметке 2,0 и выше

1. Визуальный контроль состояния элементов фундамента: колонн, стоек, плит, рам, бетонной заливки, анкерных болтов и др.

Фундамент

2,5

4,0

2. Измерение вибрации по типовой методике с заполнением формуляра

то же

10,0

22,0

3. Спектральный анализ вибрации фундамента и опорных конструкций

«

16,0

20,0

4. Проведение дополнительных расчетных и экспериментальных работ (определение собственных частот колебаний различных элементов фундамента, измерение жесткости элементов и др.)

«

24,6

32,8

5. Выдача заключения о техническом состоянии фундамента с рекомендациями по его дальнейшей эксплуатации

Заключение

16,0

16,0

6. Техническое руководство проведением ремонтных работ для улучшения состояния фундамента и опорных конструкции агрегата.

24,6

41,0

Нормы времени работ при динамической балансировке роторов насосных и компрессорных агрегатов на балансировочных станках

Таблица 4

Виды работ

Наименование оборудования

Норма времени, чел. ч.

1 Ознакомление с технической документацией и выбор режима балансировки

Ротор

1,0

2 Настройка станка на балансируемый ротор

то же

2,0

3 Динамическое уравновешивание ротора установкой балансировочных грузов

то же

16,4

4 Составление акта динамической балансировки

Акт

1,0

Всего по разделу:

20,4

Нормы времени при вибродиагностике технологических обвязок и трубопроводов

Таблица 5

Вид работы

Наименование оборудования

Норма времени чел.-ч.

1 Подготовка к проведению измерений вибрации с заполнением типового формуляра

Участок трубопровода 100 м

30,3

2 Проведение контрольных измерении вибрации с заполнением типового формуляра

то же

8,2

3 Проведение диагностических измерений вибрации по расширенной программе с заполнением типовых формуляров и выдачей рекомендаций по улучшению вибрационного состояния трубопровода

«

80,0

4 Разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации трубопроводов

1 рекомендация

24,6

Нормативные документы:

  1. 1. Методические указания 6299-00.001 МУ.

  2. 2. Нормы времени на выполнение технологических операций по технической диагностике агрегатов и технологических обвязок, неразрушающего контроля деталей и узлов и других работ по обеспечению надёжности эксплуатации оборудования. (ВНИИЭГАЗПРОМ 1988 г.)

  3. 3. Нормы времени на работы по ремонту газоперекачивающих агрегатов и насосно-компрессорного оборудования ПРТУ СГЭРН ООО «Сургутгазпром» 2003 г.

УДК
651.7/.78:681.3.06:002:006.354

Группа
Т55

Г О С У Д А Р
С Т В Е Н Н Ы Й   С Т А Н Д А Р Т   С О Ю
З А   С С Р

Единая
система программной документации

ГОСТ 19.508-79

РУКОВОДСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ.

ТРЕБОВАНИЯ К СОДЕРЖАНИЮ И ОФОРМЛЕНИЮ

United system for
program documentation.
Maintenance manual. Requirements for
contents and form of presentation

Постановлением Государственного
комитета СССР по стандартам от 11 декабря
1979 г. № 4753 срок введения установлен

с 01.01. 1981 г.

Настоящий стандарт устанавливает
требования к содержанию и оформлению
программного документа «Руководство
по техническому обслуживанию»,
определённого ГОСТ 19.101-77, и распространяется
на тестовые и диагностические программы,
используемые при обслуживаниии
технических средств.

1. ОБЩИЕ
ПОЛОЖЕНИЯ

1. Структура и оформление документа
устанавливаются в соответствии с ГОСТ
19.105-78.

Составление информационной части
(аннотация и содержание) является
обязательным.

1.2. Руководство по техническому
обслуживанию должно содержать следующие
разделы:

  • введение;

  • общие указания;

  • требования к техническим средствам;

  • описание функций;

В зависимости от особенностей документа
допускается вводить дополнительные
разделы.

2. СОДЕРЖАНИЕ
РАЗДЕЛОВ

2.1. В разделе «Введение» указывают
назначение руководства, перечень
эксплуатационных документов, которыми
должны дополнительно к руководству
пользоваться при техническом обслуживании.

2.2. В разделе «Общие указания» указывают
порядок технического обслуживания,
приводят указание по организации и
особенностям его проведения.

2.3. В разделе «Требования к техническим
средствам» указывают минимальный состав
технических средств, обеспечивающий
работу программы.

2.4. В разделе «Описание функций» указывают:

  • максимальный состав технических
    средств, проверяемых этой программой;

  • описание совместного функционирования
    технических средств и программы с
    указанием метода обработки ошибок;

  • описание организации входных и выходных
    данных, используемых при обслуживании
    технических средств;

  • описание взаимодействий устройств с
    программой, результатов взаимодействий,
    с выводом результатов работы программы.

Переиздание.
Ноябрь 1987 г.

Конец
формы

Правила организации технического обслуживания и ремонта
оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей

СО 34.04.181-2003

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ПРАВИЛА ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

ОБОРУДОВАНИЯ, ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

Дата введения 2004-01-01

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро Энергоремонт»

ИСПОЛНИТЕЛИ Ю.В. ТРОФИМОВ, В.М. КАРЛИНЕР, И.Г. БАРГ, Е.А. РИВИН, В.П. ОСОЛОВСКИЙ, Л.И. АЛЬБЕРТИНСКИЙ, Ю.В. РАЕВСКИЙ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), Е.Н. ГОРЕВ (ОАО РАО «ЕЭС России»)

СОГЛАСОВАНО ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Председатель Правления В.К. ПАУЛИ 03.10.2003

Департамент Генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей ОАО РАО «ЕЭС России» Начальник И.Ш. ЗАГРЕТДИНОВ 15.10.2003

Департамент технического перевооружения и совершенствования ремонта ОАО РАО «ЕЭС России» Начальник А.А. РОМАНОВ 10.11.2003

Департамент электрических станций ОАО РАО «ЕЭС России» Начальник А.А. ВАГНЕР 17.12.2003

ОАО «Федеральная сетевая компания ЕЭС» Заместитель Председателя Правления В.А. ВАСИЛЬЕВ 04.09.2003

УТВЕРЖДЕНО ОАО РАО «ЕЭС России» Заместитель Председателя Правления В.П. ВОРОНИН 25.12.2003

ВЗАМЕН РДПр 34-38-030-92

Настоящий документ устанавливает основные правила организации технического обслуживания и ремонта (ТОиР) основных производственных фондов тепловых и гидравлических электростанций, тепловых и электрических сетей, требования к порядку планирования и финансирования ТОиР, требования к подготовке и производству ремонта, приемке из ремонта, к оценке качества отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и выполненных ремонтных работ.

Правила организации ТОиР оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей (далее Правила) рекомендуются к применению электростанциями, предприятиями тепловых и электрических сетей, управляющими, генерирующими и сетевыми компаниями, а также всеми предприятиями и организациями, привлекаемыми к планированию, подготовке, организации и производству ремонтных работ, разработке технической документации на ремонт оборудования, зданий и сооружений.

Правила разработаны на основе действующих «Правил технической эксплуатации электростанций и сетей Российской Федерации» (ПТЭ) с учетом передового опыта ремонта основных производственных фондов энергопредприятий, а также происходящего углубления и расширения рыночных отношений в электроэнергетике.

Основные термины и их определения, используемые в Правилах, приведены в приложении 1.

1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

1.1 Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, тепловой автоматики и средств измерений, релейной защиты и электроавтоматики, производственных зданий и технологических сооружений возлагается на тепловые и гидравлические электростанции, предприятия тепловых и электрических сетей*.

___________________

* В дальнейшем тексте именуются: технологическое оборудование, тепловая автоматика и средства измерения, релейная защита и электроавтоматика — оборудованием, производственные здания и технологические сооружения — зданиями и сооружениями, тепловые и гидравлические электростанции — электростанциями, тепловые и электрические сети — сетями, электростанции и предприятия сетей — энергопредприятиями.

При этом энергопредприятия несут ответственность за:

— техническое состояние оборудования, зданий и сооружений;

— планирование и подготовку ТОиР;

— обеспечение ТОиР финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами;

— выполнение необходимых объемов работ по ТОиР, обеспечивающих надежность и эффективность эксплуатации;

— качество отремонтированного оборудования, зданий и сооружений, сроки и качество выполненных работ по ТОиР.

1.2 Структура организации ТОиР энергопредприятия должна обеспечивать системное и эффективное решение задач поддержания основных производственных фондов в исправном состоянии при оптимальных затратах на ТОиР, что может быть наиболее эффективно достигнуто за счет:

— структурной реорганизации действующей системы управления ТОиР, базирующейся на разделении труда и технической ответственности соответствующих специалистов и работников подразделений энергопредприятия за планирование, подготовку производства, финансовое и материально-техническое обеспечение ТОиР и их исполнение;

— создания интегрированной автоматизированной системы управления ТОиР, базирующейся на систематизированном подходе к выполнению работ по ТОиР так, чтобы их выполнение могло быть прослежено и, следовательно, заранее спланировано и всесторонне подготовлено;

— создания системы контроля ТОиР на стадиях подготовки, планирования, обеспечения, исполнения, контроля и анализа полученных результатов.

1.3 Для реализации вышеизложенного энергопредприятия обеспечивают:

— систематизированный учет объектов ТОиР — энергоустановок и входящих в них единиц оборудования, зданий, сооружений, сетей — и планомерный контроль технического состояния этих объектов;

— использование для идентификации энергопредприятий, объектов ТОиР, ремонтных работ, поставщиков и подрядчиков ремонтных работ, других объектов учета, относящихся к энергоремонтному производству, общероссийских и отраслевых классификаторов, информационное сопровождение и обновление которых производится из единого отраслевого информационного центра;

— использование для обмена классификационными, нормативными, плановыми и отчетными данными по ТОиР унифицированных макетов обмена данными, устанавливаемыми в автоматизированной системе «Энергоремонт»;

— своевременное и качественное перспективное, годовое и оперативное планирование и подготовку технического обслуживания, капитальных, средних и текущих ремонтов оборудования, зданий и сооружений, формирование номенклатуры и объемов ремонтных работ;

— рациональное сочетание планово-предупредительных ремонтов и ремонтов по техническому состоянию (ремонт по техническому состоянию — это ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяются техническим состоянием оборудования, зданий и сооружений);

— финансирование ТОиР, формирование договорных цен, разработку проектно-сметной документации на ремонт;

— организацию и проведение конкурсных торгов на выполнение ремонтных работ подрядными предприятиями и организациями, а также на поставку материально-технических ресурсов для ремонта;

— установление объективных функциональных связей между подразделениями и специалистами, позволяющих всей системе управления энергопредприятия оперативно реагировать на производственные возмущения любого масштаба и функционировать при этом в нормальном (обычном) ритме, как в период подготовки, так и в процессе выполнения ремонтных работ;

— необходимые условия для выполнения работ по ТОиР при обязательной тщательной организационно-технической подготовке и необходимом материально-техническом и трудовом обеспечении;

— координацию и управление производством ремонтных работ, приемку из ремонта и оценку качества;

— создание базы данных о выполненных плановых и неплановых ремонтных работах, использованных ресурсах с идентификацией во времени в течение жизненного цикла объекта, сопоставление результатов ремонтных воздействий с понесенными затратами;

— учет и анализ повреждаемости оборудования, эффективности управления энергоремонтом и разработку на этой основе мероприятий по повышению надежности и эффективности эксплуатации оборудования;

— осуществление непрерывности процесса планирования, организационно-технической подготовки и выполнения ремонтных работ;

— организацию работы специалистов в условиях функционирования автоматизированной системы управления производственно-хозяйственной деятельностью энергопредприятия по ремонту основных производственных фондов с использованием локальной сети персональных ЭВМ с организацией автоматизированных мест пользователей и с использованием корпоративной вычислительной сети;

— создание и использование в ремонтной деятельности минимально необходимого и достаточного документооборота, обязательного для применения, как собственным ремонтным персоналом энергопредприятия, так и привлекаемыми к выполнению ремонтных работ подрядными ремонтными предприятиями и организациями;

— все производственные процессы ТОиР необходимыми и обоснованными нормативами и нормами и управление ими;

— создание методической расчетной базы для осуществления рационального и экономного использования трудовых, материальных и финансовых ресурсов,

— высокое качество выполняемых ремонтных работ;

— анализ и сопоставление полученных результатов ТОиР с понесенными затратами и выработку организационно-технических мероприятий по повышению эффективности ТОиР и снижению издержек ремонтного производства.

1.4 Организационная структура управления электростанцией для выполнения функций по ТОиР, установленных в 1.3, должна включать специально сформированные подразделения:

— отдел планирования и подготовки ремонта, основные функции которого приведены в приложении 2;

— ремонтные бригады и участки, как правило, в эксплуатационных цехах — владельцах оборудования;

— выполнение функций по ТОиР, установленных в 1.3 применительно к объектам электрических сетей, осуществляется производственными службами и отделами, предусмотренными действующими организационными структурами предприятий электрических сетей.

1.5 На крупных электростанциях с ежегодным объемом ремонтных работ 100 млн. рублей и более (в ценах по состоянию на 01.01.03 г.) целесообразно выделение из отдела планирования и подготовки ремонта функций координации ремонтов, контроля качества и конструкторско-технологического обеспечения в самостоятельные подразделения:

— отдел координации и управления производством ТОиР;

— отдел (группа) контроля качества ремонтных работ и отремонтированного оборудования;

— отдел (группа) конструкторско-технологического обеспечения ТОиР.

1.6 Исполнение функций по ТОиР подразделениями энергопредприятия, руководящими работниками, ведущими специалистами и другим персоналом должно регламентироваться в полном объеме и с необходимой детализацией в организационных документах — положениях о подразделениях, должностных инструкциях и др.

1.7 Для эффективного взаимодействия подразделений по ТОиР целесообразно их объединение в единую службу ТОиР электростанции, которую должен возглавлять один из руководителей верхнего уровня администрации электростанции.

1.8 Для выполнения ремонтов оборудования, зданий и сооружений энергопредприятия привлекают подрядные предприятия и организации — участников рынка услуг по ремонту, как правило, на основании результатов конкурсных торгов.

Энергопредприятие должно рекомендовать предприятиям и организациям, привлекаемым для выполнения работ по ТОиР, в предконтрактный период провести сертификацию в системе «ЭНСЕРТИКО» в соответствии с информационным письмом РАО «ЕЭС России» № ЯУ-5000 от 26.08.2003.

Электростанция строит свои отношения с подрядным предприятием (организацией) в соответствии с договором, который составляется с учетом требований настоящих Правил и СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002).

Подрядные предприятия и организации — исполнители ремонта являются ответственными за сроки и качество выполняемых ремонтных работ в согласованных объемах в соответствии с договором.

1.9 Непосредственную координацию производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий по ТОиР оборудования, зданий и сооружений, тепловых и электрических сетей осуществляют генерирующие, управляющие и сетевые компании.

1.10 Генерирующие, управляющие и сетевые компании обеспечивают:

— создание на энергопредприятиях оптимальной организационной структуры системы управления ремонтом;

— организацию создания автоматизированной системы управления производственно-хозяйственной деятельностью энергопредприятия по ремонту основных производственных фондов на базе локальной сети персональных ЭВМ;

— рассмотрение представляемых:

а) электростанциями — проектов перспективных и годовых планов ремонта и модернизации оборудования, зданий и сооружений;

б) предприятиями электрических сетей — проектов перспективных и годовых графиков ремонта оборудования электрических сетей;

— согласование планов и графиков ремонта (а и б) с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами, в оперативном управлении (ведении) которых находится оборудование, и их утверждение.

Перечень оборудования электростанций, электрических сетей и линий электропередачи, находящихся в оперативном управлении (ведении) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалов, устанавливается ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и прилагается к договору ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению соответственно с генерирующей, управляющей и сетевой компаниями:

— рассмотрение представляемых энергопредприятиями перспективных и годовых планов подготовки к ремонтам и их утверждение;

— решение вопросов финансирования подготовки и производства ремонтов, предусмотренных перспективными и годовыми планами, а также аварийно-восстановительных работ;

— формирование централизованного запаса важнейших узлов и деталей для ремонта оборудования, координацию его расходования и пополнения;

— формирование централизованного аварийного запаса материально-технических ресурсов для ремонта, координацию его расходования и пополнения;

— организацию обеспечения энергопредприятий техническими средствами диагностирования, контроля и испытаний;

— координацию проведения энергопредприятиями конкурсных торгов на выполнение ремонтных работ подрядными предприятиями и организациями и на поставку материально-технических ресурсов для ремонта;

— контроль выполнения энергопредприятиями планов ремонта оборудования, зданий и сооружений, рациональности использования финансовых и материальных ресурсов;

— организацию разработки нормативных документов по ТОиР, типовой технологической документации на ремонт оборудования;

— организацию и координацию производства заводского ремонта транспортабельного оборудования, восстановления и упрочнения быстроизнашиваемых узлов и деталей оборудования;

— организацию разработки документов по обеспечению качества ремонтных работ и отремонтированного оборудования, зданий и сооружений;

— организацию анализа информации о повреждениях и дефектах оборудования, выявляемых при ТОиР, о его надежности, разработку мероприятий по снижению повреждаемости оборудования, повышению его надежности, ремонтопригодности, в том числе путем его модернизации;

— организацию разработки мероприятий по повышению эффективности системы ТОиР на энергопредприятиях, формирование программы НИОКР по повышению организационно-технического уровня ТОиР оборудования, зданий и сооружений;

— организацию подготовки и повышения квалификации персонала ремонтных подразделений энергопредприятий;

— организацию эксплуатации автоматизированной системы «Энергоремонт», других информационных технологий, обеспечивающих автоматизацию обработки и передачи данных при планировании, контроле и анализе проведения ремонтов.

1.11 В период до создания генерирующих, управляющих и сетевых компаний их функции, указанные в 1.10 осуществляют:

— по энергопредприятиям, непосредственно входящим в состав РАО «ЕЭС России» — соответствующие подразделения РАО «ЕЭС России»,

— по энергопредприятиям, входящим в состав АО-энерго — АО-энерго.

1.12 Общие положения по финансированию ТОиР оборудования, зданий и сооружений, формированию сметно-технической документации определены в приложении 3.

1.13 При организации, подготовке и выполнении ТОиР должно быть обеспечено соблюдение требований нормативных документов, регламентирующих безопасность труда и пожарную безопасность.

2 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1 Общие положения

Техническое обслуживание и ремонт предусматривает выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной, безопасной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплекс проводимых работ включает:
— техническое обслуживание оборудования;
— плановый ремонт оборудования;
— накопление и изучение опыта эксплуатации и ремонта, установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов;
— применение современных средств диагностирования для контроля и прогнозирования технического состояния оборудования и принятия решения о необходимости ремонта;
— внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом с применением вычислительной техники и информационных технологий;
— внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и прогрессивной технологии;
— широкое внедрение специализации ремонтных работ;
— контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта и контроль качества отремонтированного оборудования;
— своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;
— анализ параметров технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

2.2 Техническое обслуживание оборудования

2.2.1 Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования электростанций состоит в выполнении комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в конструкторских эксплуатационных или нормативных документах, а также необходимость в которых выявлена по опыту эксплуатации.

Операции по техническому обслуживанию могут проводиться на работающем или остановленном оборудовании, при этом состав работ в обобщенном виде следующий:

— обход по графику и технический осмотр работающего оборудования для контроля его технического состояния и своевременного выявления дефектов;

— контроль технического состояния оборудования с применением внешних средств контроля или диагностирования, включая контроль переносной аппаратурой герметичности, вибрации и др., визуальный и измерительный контроль отдельных сборочных единиц оборудования с частичной, при необходимости, его разборкой;

— замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных фильтров и отстойников, чистка решеток водоочистных сооружений, трубных досок конденсаторов и маслоохладителей;

— осмотр и проверка механизмов управления, подшипников, приводов арматуры, подтяжка сальников, регулировка обдувочных, дробеструйных, газо- и пневмоимпульсных, ультразвуковых и электроимпульсных аппаратов;

— обдувка поверхностей нагрева, устранение зашлакований, присосов, пылений, парений, утечек воды, масла, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок;

— очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала (смазок, масел и т.п.);

— контроль исправности измерительных систем и средств измерений, включая их калибровку;

— наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов;

— проверка (испытания) на исправность (работоспособность) оборудования, выполняемая с выводом оборудования из работы или на работающем оборудовании;

— устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля состояния, проверки (испытаний) на исправность (работоспособность);

— осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или на консервации, с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.

2.2.2 Периодичность и объем технического обслуживания оборудования и запасных частей, находящихся на хранении на электростанциях, в том числе централизованного запаса, устанавливается электростанциями в соответствии с инструкциями по хранению и консервации оборудования и запасных частей.

2.2.3 На каждой электростанции:

— устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида оборудования с учетом требований завода-изготовителя и условий эксплуатации;

— назначаются ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала электростанции или заключается договор с подрядным предприятием на выполнение этих работ;

— вводится система контроля за своевременным проведением и выполненным объемом работ при техническом обслуживании;

— оформляются журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые должны вноситься сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

Указанные документы должны быть проработаны с персоналом и находиться на рабочих местах.

2.3 Плановый ремонт оборудования

2.3.1 Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса работы деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм и нормативов.

2.3.2 Плановый ремонт предусматривает вывод в ремонт оборудования с учетом требований действующих в отрасли норм и нормативов.

2.3.3 Плановый ремонт подразделяется на следующие виды: капитальный, средний и текущий.

Определение терминов капитальный, средний и текущий ремонты приведены в приложении 1 применительно к следующим объектам ремонта:

— оборудование (котел, турбина, генератор, трансформатор, насос, электродвигатель, дизель, задвижка, прибор и т.п.) как изделие машиностроительного производства;

— установка (котельная, турбинная, генераторная, трансформаторная) как совокупность оборудования, взаимосвязанного в рамках определенной технологической схемы производства, преобразования, передачи, распределения и потребления энергии.

2.3.4 Вид ремонта установки определяется, как правило, видом ремонта основного оборудования, входящего в установку.

2.3.5 Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования установки.

На электростанции должна быть установлена и утверждена номенклатура вспомогательного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого производится:

— в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования;

— в процессе эксплуатации основного оборудования;

— при нахождении в резерве основного оборудования.

2.3.6 Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта основного оборудования устанавливаются в 2.6.

2.3.7 Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта вспомогательного оборудования устанавливаются электростанциями с учетом 2.3.5 и 2.6, исходя из местных условий, при этом периодичность капитального ремонта не должна быть менее 2 лет.

Продолжительность ремонта вспомогательного оборудования также может быть определена по его техническому состоянию после диагностирования оборудования.

В исключительных случаях для вспомогательного оборудования, работающего в условиях интенсивного абразивного износа, периодичность капитального ремонта может быть установлена менее 2 лет.

2.3.8 Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном, среднем и текущем ремонте основного и вспомогательного оборудования блочных ТЭС приведены в нормативах планово-предупредительного ремонта (ППР) энергоблоков 150-800 МВт.

2.3.9 Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте основного и вспомогательного оборудования ТЭС с поперечными связями и ГЭС приведены в приложении 4. Для среднего и текущего ремонтов номенклатура и объем работ разрабатываются электростанцией и утверждаются управляющей (генерирующей) компанией.

2.3.10 Сроки проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования должны быть совмещены, как правило, со сроками проведения плановых ремонтов.

2.4 Специализация в энергоремонтном производстве

2.4.1 Специфика энергоремонта, выражающаяся в технической сложности и большом разнообразии оборудования, производстве ремонта на месте его эксплуатации с определенной периодичностью, использовании при ремонтах значительных финансовых, материальных и трудовых ресурсов требует развития специализации и оптимального распределения номенклатуры и объемов ремонтных работ, выполняемых собственным ремонтным персоналом электростанций и передаваемых для выполнения подрядным предприятиям и организациям — участникам рынка услуг по ремонту.

2.4.2 Специализация и оптимальное распределение номенклатуры и объемов ремонтных работ предусматривает:

1) наличие ремонтных бригад и (или) участков на электростанциях для:

— выполнения технического обслуживания оборудования;

— выполнения работ по устранению дефектов и неисправностей оборудования, возникших в процессе эксплуатации;

— осуществления контроля качества ремонтных работ, выполненных подрядными предприятиями и организациями.

2) наличие подрядных предприятий и организаций — участников рынка услуг по ремонту для выполнения текущих, средних и капитальных ремонтов оборудования и сверхтиповых ремонтных работ.

2.4.3 Рекомендуемые значения соотношения стоимости работ по ремонту основных производственных фондов электростанций, выполняемых собственным персоналом и передаваемых для выполнения подрядными ремонтными предприятиями (организациями) приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

При этом АО-энерго и АО-электростанциям целесообразно и необходимо в процессе реформирования существующей системы ремонтного обслуживания электростанций выполнить следующее:

— привести фактическую долю стоимости ремонтных работ в случае ее превышения в соответствие со значением, приведенным в таблице для условий их выполнения собственным ремонтным персоналом электростанции;

— при значениях фактической доли стоимости ремонтных работ в пределах, установленных в таблице, сохранить существующее соотношение в процессе реформирования системы ремонтного обслуживания.

2.4.4 Создаваемые генерирующие компании в целях повышения эффективности основного бизнеса — производства электрической и тепловой энергии — при формировании организационных схем ремонтного обслуживания, разрабатываемых с учетом региональных особенностей и состава оборудования электростанций, входящих в генерирующие компании, могут уточнять распределение номенклатуры и объемов ремонтных работ, выполняемых собственным персоналом и передаваемых подрядным ремонтным предприятиям (организациям), для снижения, в конечном итоге, ремонтной составляющей тарифа.

2.4.5 Важнейшим направлением специализации в энергоремонте является дальнейшее развитие заводского ремонта транспортабельного оборудования (изделий) или его составных частей на основе прогрессивной технологии и развитой специализации с созданием соответствующего обменного фонда, позволяющего обеспечить переход к агрегатному ремонту энергооборудования.

2.4.6 Заводской ремонт выполняется:

— на электростанциях — в центральной ремонтной мастерской;

— на производственных базах ремонтных предприятий и заводах.

2.4.7 Развитие заводского ремонта на всех уровнях осуществляется по направлениям:

— улучшения использования существующих производственных мощностей за счет специализации и увеличения сменности работы, а также создания новых производственных мощностей с оснащением соответствующим оборудованием;

— расширения объема и номенклатуры ремонта транспортабельных изделий, узлов и деталей;

— создания обменного фонда изделий, узлов и деталей и на этой основе проведение агрегатного ремонта оборудования энергопредприятий;

— восстановления изношенных деталей с одновременным улучшением их эксплуатационных свойств (износостойкость, жаростойкость, жаропрочность и др.) на основе применения новых технологических процессов (наплавка, газотермическое напыление и др.) и материалов.

2.4.8 Организация заводского ремонта отдельных изделий или их составных частей базируется на технико-экономическом обосновании, включающем:

— оценку наличия однотипного оборудования на электростанциях, входящих в состав генерирующих, управляющих компаний для организации специализированных рабочих мест с определенным технологическим ритмом;

— анализ степени взаимозаменяемости изделий и их составных частей и возможность их обезличенного ремонта;

— оценку количества транспортабельного оборудования и его составных частей;

— возможность более полного диагностического обследования оборудования стационарными установками;

— расчет экономической эффективности от ожидаемого снижения трудоемкости ремонта, повышения его качества, сокращения продолжительности ремонта оборудования от применения агрегатного метода ремонта и выравнивания потребности в ремонтном персонале по месяцам года.

2.4.9 Генерирующие и управляющие компании создают обменный фонд агрегатов, узлов и деталей оборудования на электростанциях, устанавливают номенклатуру и нормативы обменного фонда.

2.4.10 Источниками создания обменного фонда изделий и их составных частей являются:

— комплекты, поставляемые вместе с оборудованием;

— запасные части централизованной поставки и собственного изготовления;

— восстановленные изделия, узлы и детали.

2.5 Документация ТОиР

2.5.1 Организация и проведение ТОиР оборудования электростанций производится в соответствии с положениями и требованиями нормативно-технической, технологической и организационно-распорядительной документации.

При ТОиР должны выполняться требования нормативных документов и предписаний Госгортехнадзора и РАО «ЕЭС России», Правил по охране природы, безопасности труда, пожарной безопасности и др., требования эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информационных сообщений и писем заводов-изготовителей оборудования.

2.5.2 Нормативно-техническая и технологическая документация на ТОиР оборудования должна соответствовать требованиям государственных стандартов, нормативных документов Госгортехнадзора, стандартов и руководящих документов, действующих в отрасли, правил, норм и инструкций по безопасности труда.

2.5.3 К нормативно-технической документации относятся действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, методические указания, нормы, правила, инструкции, положения.

Если в НТД приводятся ссылки на другие технические документы, то требования последних обязательны к выполнению при ТОиР.

2.5.4 К технологической документации относятся документы по СО 34-38-445-87 (ОСТ 34-38-445), разработанные в соответствии с государственными стандартами ЕСТД, рекомендациями Госстандарта и отраслевыми руководящими документами.

2.5.5 При ТОиР должны выполняться требования конструкторских эксплуатационных и ремонтных документов по ГОСТ 2.601 и ГОСТ 2.602, поставляемых в комплекте с оборудованием заводами-изготовителями или разрабатываемых организациями отрасли. Комплектность конструкторских ремонтных документов, которые должны разрабатываться заводами-изготовителями и организациями отрасли, — по СО 34-38-447-78 (ОСТ 34-38-447).

2.5.6 Для подготовки и производства ремонта, модернизации или технического перевооружения оборудования энергетических установок разрабатывается проект производства работ (ППР), состоящий из комплекта технических и организационно-распорядительных документов. Факторы, определяющие необходимость разработки ППР, состав документов и правила оформления — по СО 34.20.608-2003 (РД 153-34.0-20.608-2003).

2.5.7 При ремонте оборудования могут использоваться ремонтные чертежи по ГОСТ 2.604. Допускается применение ремонтных эскизов. Ремонтные чертежи и эскизы, передаваемые для выполнения работ и изготовления запасных частей, должны иметь надпись «В производство работ» с подписью главного инженера электростанции.

2.5.8 Разработка документации ТОиР организуется электростанцией и(или) генерирующей (управляющей) компанией с привлечением, при необходимости, по договору конструкторских, конструкторско-технологических организаций и ремонтных предприятий.

2.5.9 При отсутствии нормативно-технической и технологической документации и невозможности ее разработки в необходимые сроки допускается для производства ТОиР использовать рабочую конструкторскую документацию заводов-изготовителей оборудования (чертежи, инструкции и др.), руководящие документы и технологические инструкции общего назначения, разработанные специализированными организациями, а также ранее разработанную ремонтную документацию.

2.5.10 Для обеспечения планирования, подготовки и выполнения ТОиР, учета и отчетности, кроме указанной выше документации, применяется организационно-распорядительная документация: планы, графики, программы, ведомости, протоколы, акты, общероссийские единые отраслевые классификаторы и справочники и др.

2.5.11 Для информационного обеспечения планирования, подготовки и выполнения ТОиР, учета и отчетности применяются регламенты эксплуатации информационных технологий.

2.6 Планирование ремонта оборудования

2.6.1 Планирование ремонта оборудования включает в себя разработку:

— перспективных планов ремонта и модернизации основного оборудования электростанций;

— годовых планов ремонта основного оборудования электростанций;

— годовых и месячных планов ремонта вспомогательного, общестанционного оборудования;

— годовых и месячных графиков технического обслуживания оборудования в соответствии с 2.2.3.

Планирование ремонта целесообразно осуществлять в автоматизированном режиме (например, в среде автоматизированной системы (АС) «Энергоремонт», разработанной ОАО «ГВЦ Энергетики»).

2.6.2 Необходимость формирования перспективных планов ремонта энергоблоков и энергоустановок электростанции и соответствующей продолжительности и структуры ремонтных циклов обусловлена необходимостью своевременного планирования финансовых, материальных и трудовых затрат на ремонт, потребностью в координации сроков проведения ремонтов различных энергоблоков и энергоустановок на электростанции, в генерирующей, управляющей компании и в электроэнергетическом комплексе России в целом, а также для учета при формировании плановых балансов электрической энергии и мощности.

2.6.3 Перспективные, годовые и месячные планы ремонтов оборудования должны быть согласованы в установленном порядке с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами, в оперативном управлении (ведении) которых находится оборудование.

Оборудование ТЭС с поперечными связями, энергоблоков (полублоков) мощностью до 160 МВт, а также ГЭС регионального уровня, находится в оперативном ведении СО-РДУ, CO-ОДУ в соответствии с перечнем распределения оборудования по уровню диспетчерского управления, устанавливаемого СО-ОДУ.

Оборудование энергоблоков (полублоков) мощностью 160 МВт и более, а также ГЭС федерального уровня, находится в оперативном ведении СО-РДУ, СО-ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в соответствии с перечнем распределения оборудования по уровню диспетчерского управления, устанавливаемого ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

2.6.4 Основой для формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и энергоустановок тепловой электростанции являются:

— прогнозируемая средняя наработка в часах за один календарный год, характеризующая наработку энергоблока или энергоустановки в период от момента проведения расчета до конца ремонтного цикла;

— календарная продолжительность ремонтного цикла энергоблока или энергоустановки, соответствующая интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода энергоблока или энергоустановки в последующий капитальный ремонт;

— нормативный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами в соответствии с приложениями 5 и 6.

2.6.5 Прогнозируемая средняя наработка энергоблока за один полный календарный год определяется на основе планируемых электростанции на пятилетний период по годам заданий по рабочей мощности и выработке электрической энергии.

В случае отсутствия заданий по рабочей мощности и выработке электрической энергии на момент формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и энергоустановок, величина прогнозируемой средней наработки энергоблока или энергоустановки должна быть принята равной средней наработке энергоблока или энергоустановки за один полный календарный год в пятилетний период, предшествующий моменту формирования перспективного плана ремонта.

2.6.6 Календарная продолжительность ремонтного цикла определяется нормативным межремонтным ресурсом между капитальными ремонтами и величиной наработки энергоблока или энергоустановки в каждом году ремонтного цикла в соответствии с СО 34.20.601-96 (РД 34.20.601-96) «Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом».

Определяющим при этом является положение, что при исчерпании нормативного межремонтного ресурса энергоблок или энергоустановка должны быть остановлены для проведения очередного капитального ремонта.

При удовлетворительном техническом состоянии энергоблока или энергоустановки допускается увеличение ресурса сверх нормативного на величину не более половины средней годовой наработки энергоблока или энергоустановки.

2.6.7 Формирование перспективного плана ремонта энергоблоков и энергоустановок тепловой электростанции должно производится в следующей последовательности:

— устанавливаются базовые нормативные циклы, их структура (последовательность и продолжительность текущих, средних и капитальных ремонтов) и нормативные межремонтные ресурсы для каждой мощностной группы энергоблоков и энергоустановок конкретной тепловой электростанции в соответствии с приложениями 5 и 6.

В соответствии с 2.6.5. по каждой мощностной группе энергоблоков и энергоустановок определяется прогнозируемая средняя наработка энергоблока или энергоустановки за один полный календарный год;

— по принятой величине прогнозируемой средней наработки энергоблока или энергоустановки за один календарный год и нормативному межремонтному ресурсу разрабатывается «эквивалентный» ремонтный цикл, соответствующий принятой наработке.

При необходимости допускается внесение изменений в расчетную версию с соответствующими разъяснениями по поводу уменьшения межремонтного периода или продолжительности ремонта (техническое состояние оборудования, объемы сверхтиповых работ и т.д.).

2.6.8 Перспективный план ремонта основного оборудования электростанций разрабатывается генерирующей или управляющей компанией на 5 лет по форме, аналогичной приложению 7, на основании проектов планов, представляемых электростанциями по форме приложения 7.

В графе «планируемая стоимость ремонта» стоимость указывается в ценах, действующих на момент формирования перспективного плана ремонта. К перспективному плану должны быть приложены:

— график проведенных ремонтов за предыдущие 5 лет с указанием числа часов работы в каждом календарном году по форме, приведенной в приложении 7;

— пояснительная записка, в которой обосновывается проведение модернизации, выполнение специальных работ и т.д.;

— объемы и источники финансирования работ по энергопредприятию в целом по годам.

2.6.9 Целесообразно перспективный план ремонта ежегодно дорабатывать с добавлением в план одного года и корректировкой и уточнением показателей плана четырех лет предшествующих добавленному году, в том числе производить уточнение календарной продолжительности «эквивалентного» ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы энергоблоков (энергоустановок) за истекший год планируемого периода.

2.6.10 Годовой план ремонта разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом с учетом технического состояния оборудования энергоблока или энергоустановок в пределах согласованной в установленном порядке рабочей мощности по электростанции. При этом в годовой план ремонта могут быть внесены обоснованные изменения против перспективного плана.

Годовой план ремонта оборудования энергоблоков и энергоустановок устанавливает вид ремонта, календарное время вывода в ремонт, продолжительность ремонта и планируемый объем работ и разрабатывается по форме, приведенной в приложении 8.

В плане ремонта указываются основные объемы сверхтиповых работ. При совмещении работ по ремонту и техническому перевооружению указываются также основные объемы работ по техперевооружению.

К годовому плану ремонта прилагаются:

— ведомость укрупненных объемов работ по каждой энергоустановке;

— пояснительная записка, в которой отражается обеспеченность планируемых объемов работ технической и финансовой документацией, материально-техническими ресурсами.

2.6.11 При планировании выполнения объемов сверхтиповых ремонтных работ электростанция не вправе изменять вид ремонта, во время которого они выполняются.

2.6.12 При расчете нормативных значений рабочей мощности по электростанции ее ремонтная составляющая от плановых ремонтов устанавливается:

— для энергоблоков ТЭС 150-1200 МВт в соответствии с ремонтными циклами, видами и продолжительностью ремонта согласно приложению 5;

— для оборудования ТЭС с поперечными связями и ГЭС в соответствии с нормами продолжительности и периодичности ремонта согласно приложению 6.

Неплановые ремонты учитываются по показателям, согласованным с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» применительно к типам агрегатов.

При разработке планов ремонта суммарная продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонта устанавливается в пределах рабочей мощности, согласованной ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами.

2.6.13 Генерирующие, управляющие компании по согласованию с СО-ОДУ могут устанавливать и уточнять сроки и продолжительность плановых ремонтов основного и вспомогательного оборудования электростанций с поперечными связями и энергоблоков мощностью до 160 МВт в пределах ранее согласованной рабочей мощности на основе плановых балансов, а также плановых ремонтов оборудования электрических сетей, кроме оборудования, находящегося в оперативном ведении и управлении ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

Порядок обоснования капитального (среднего) ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и более с продолжительностью более нормативной приведен в приложении 9.

Порядок обоснования проведения ремонта энергоблоков с периодичностью, меньше установленной в нормативном ремонтном цикле, приведен в приложении 10.

2.6.14 При разработке плана ремонта оборудования следует учитывать следующие особенности:

— первый капитальный ремонт головных энергоблоков и энергоустановок после монтажа планируется на период, определяемый требованиями заводов-изготовителей. Сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от технического состояния оборудования в процессе эксплуатации;

— первый капитальный (средний) ремонт серийных энергоблоков и энергоустановок после монтажа планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных Правилами, если иное не оговорено требованиями заводов-изготовителей;

— гидроагрегаты, включенные в работу при напорах на 15-20% ниже расчетных (минимальных), выводятся в капитальный ремонт через 1-2 года после монтажа;

— ремонт корпусов котлов дубль-блоков планируется с одновременным остановом и пуском обоих корпусов или со сдвигом останова и пуска одного из корпусов, определяемым технологией ремонта и условиями эксплуатации.

2.6.15 Для обеспечения равномерной занятости ремонтного персонала и сокращения продолжительности ремонта основного оборудования при разработке планов рекомендуется предусматривать сроки выполнения:

— капитального ремонта резервного вспомогательного оборудования в периоды между капитальными ремонтами основного оборудования;

— капитального ремонта общестанционного оборудования, отключение которого не ограничивает рабочую мощность электростанции, в периоды между ремонтами основного оборудования;

— капитального ремонта общестанционного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности электростанции, одновременно с ремонтом основного оборудования.

2.6.16 Работы по модернизации и техническому перевооружению могут планироваться к выполнению в период ремонта, если при разработке годового плана электростанция располагает технической документацией на эти работы, утвержденной в установленном порядке, а также материалами, запасными частями и комплектующим оборудованием и (или) заключенными договорами со сроками поставки не менее чем за 2 месяца до начала ремонта.

2.6.17 Предусматривается следующий порядок и сроки разработки, согласования и утверждения планов ремонта:

1) перспективный план ремонта с укрупненным объемом работ разрабатывается генерирующей, управляющей компанией на основании проектов перспективных планов ремонта электростанций, представляемых за 15 месяцев (к 1 октября) до планируемого периода, и утверждается за 10 месяцев (к 1 марта) до начала планируемого периода;

2) максимально возможная величина мощности, выводимой в ремонт (предварительная) по месяцам планируемого года, рассчитывается по балансу мощности, составляемом ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» совместно с его филиалами, и доводится до CO-ОДУ, не позже, чем за 10 месяцев до начала планируемого года;

3) генерирующие, управляющие компании по согласованию с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом, в оперативном управлении (ведении) которого находится оборудование, распределяют полученные задания по величине ремонтируемой мощности электростанциям не позднее, чем за 9 месяцев до планируемого года (к 1 апреля);

4) годовой план ремонта основного оборудования в соответствии с предварительной расчетной величиной ремонтируемой мощности, разрабатывается электростанцией по форме приложения 8 и за 8 месяцев до планируемого года (к 1 мая) представляется в генерирующую, управляющую компанию, а также в СО-РДУ, CO-ОДУ для предварительной оценки ремонтного снижения генерирующей мощности при формировании прогнозного годового баланса;

5) на основании представленных электростанциями проектов годового плана ремонта генерирующая, управляющая компания разрабатывает годовой план ремонта основного оборудования в целом по компании и не позднее 15 июня направляет его на согласование с CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»);

6) согласование с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом CO-ОДУ годового плана ремонта основного оборудования генерирующая, управляющая компания производит до 15 сентября;

7) утверждение согласованного ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом CO-ОДУ годового плана ремонта основного оборудования генерирующая, управляющая компания производит до 1 ноября;

8) годовые планы ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования увязываются с годовым планом ремонта основного оборудования и утверждаются главным инженером электростанции не позднее 1 ноября.

В случае, когда ремонт этого оборудования связан с ограничением мощности, а также при ремонте оборудования, находящегося в оперативном ведении CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), перечень работ по ремонту утверждается генерирующей, управляющей компанией после согласования его с CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») в установленные сроки для основного оборудования;

9) выбор подрядных предприятий и организаций для выполнения ремонтных работ, предусмотренных годовым планом ремонта, осуществляется электростанциями на основе проведения конкурсных торгов среди предприятий (организаций). Проведение конкурсных торгов производится в соответствии с типовой закупочной документацией при осуществлении конкурсных закупок продукции (товаров, работ и услуг) (Приказ РАО «ЕЭС России» от 08.07.2002 г. № 392).

Как правило, проведение конкурсных торгов и подписание договоров с победителями торгов — подрядными предприятиями и организациями на выполнение ремонтных работ должно быть завершено не позднее чем за 2 месяца до начала планируемого года (к 25 октября);

10) годовые графики плановых ремонтов оборудования электростанций включаются в качестве ежегодного приложения к договорам ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» с генерирующими, управляющими компаниями на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению. Приложение к договору должно быть подписано договаривающимися сторонами не позднее 25 декабря предшествующего года.

2.6.18 Изменения в годовой план ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и более могут быть внесены по представлению генерирующей, управляющей компании обосновывающих материалов в установленном порядке.

Изменения в годовой план ремонта оборудования ТЭС с поперечными связями (в части котлов и турбоагрегатов), ГЭС (гидротурбин) и энергоблоков мощностью до 160 МВт, вносятся генерирующими, управляющими компаниями по согласованию с СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), о чем сообщается в ГВЦ энергетики.

Изменения планов (графиков) ремонта оборудования могут производиться по инициативе генерирующей, управляющей, сетевой компании и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» только в исключительных случаях, когда отказ от изменения планов (графиков) может привести к недопустимому снижению надежности работы энергосистемы и качества электроэнергии, ограничению потребителей или при угрозе возникновения крупных повреждений оборудования. При этом ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» имеет право переносить сроки плановых ремонтов не более чем на 6 месяцев.

Все изменения плана ремонта оборудования согласовываются с ремонтными предприятиями, привлекаемыми к ремонту.

2.6.19 Для своевременного учета ремонтов на этапах месячного, недельного и суточного планирования режимов работы энергосистем, ОЭС и ЕЭС месячные планы (графики) текущих ремонтов основного оборудования и месячные планы (графики) капитального и текущего ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования электростанций составляются на основании годовых планов, согласовываются до 25 числа месяца, предшествующего планируемому, с исполнителями и утверждаются главным инженером электростанции.

В случаях, когда ремонт этого оборудования связан с ограничением мощности, а также при ремонте оборудования, находящегося в оперативном ведении СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), месячные планы (графики) ремонта утверждаются генерирующей, управляющей компанией после согласования их с СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»). Представление месячных планов (графиков) в СО-РДУ производится до 15 числа месяца, предшествующего планируемому.

2.6.20 На основе годовых планов ремонта разрабатывается «Программа ремонта оборудования и сооружений электроэнергетического комплекса Российской Федерации» на планируемый год.

Порядок, сроки и состав документов и сведений, предоставляемых генерирующими, управляющими компаниями и электростанциями для формирования ежегодной Программы ремонта, определяются действующим регламентом подготовки, передачи и обработки данных по Программе ремонта и ее выполнении с применением средств автоматизации сбора и формирования отчетности.

2.7 Подготовка к ремонту оборудования

2.7.1 Подготовка к ремонту оборудования — это разработка и выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, которые обеспечивают планомерное и качественное выполнение ремонтных работ в установленные сроки, высокое качество отремонтированного оборудования, оптимальные финансовые, материальные и трудовые затраты.

Состав организационно-технических мероприятий и сроки их выполнения предусматриваются в планах подготовки к ремонту оборудования.

2.7.2 Электростанции разрабатывают:

— перспективный план подготовки к ремонту на пятилетний период после утверждения перспективного плана ремонта оборудования (2.6.17 перечисление 1);

— годовой план подготовки к ремонту после согласования и утверждения годового плана ремонта (2.6.17 перечисление 7), но не позднее 15 декабря года, предшествующего планируемому;

— план подготовки к ремонту энергоустановки после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по ремонту согласно 2.7.4 и 2.7.7, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.

Электростанция вправе не разрабатывать самостоятельный план подготовки к ремонту энергоустановки, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту.

Электростанции могут привлекать к разработке планов подготовки к ремонту энергоустановки подрядные предприятия и организации-исполнители ремонта.

Подрядные предприятия и организации — исполнители ремонта энергоустановки разрабатывают при необходимости собственные планы подготовки к ремонту в соответствии с планами электростанций, принятыми к исполнению объемами работ и согласованным участием в материально-техническом обеспечении ремонтных работ.

Организационно-технические мероприятия, включаемые в перспективный, годовой план и планы подготовки к ремонту установки, а также форма плана приведены в приложении 11.

2.7.3 Если в объем капитального (среднего) ремонта оборудования включаются сложные и трудоемкие специальные работы, или в период капитального (среднего) ремонта оборудования планируется выполнение работ по модернизации, то подготовка к капитальному (среднему) ремонту может быть начата в году, предшествующему планируемому, а при необходимости и в более ранние сроки.

2.7.4 Параллельно с разработкой годового плана ремонта электростанция составляет ведомости планируемых работ по ремонту оборудования энергоустановок, ремонт которых предусматривается годовым планом.

Форма ведомости планируемых работ по ремонту энергоустановки приведена в приложении 12.

2.7.5 При составлении ведомости планируемых работ по ремонту учитываются объем и периодичность ремонтов, нормы и нормативы на выполнение плановых ремонтов оборудования, требования руководящих документов (противоаварийных, эксплуатационных циркуляров и др.), данные отчетных документов предыдущих капитальных (средних ремонтов), данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показатели надежности аналогичного оборудования, данные предремонтных испытаний оборудования, результаты определения фактического технического состояния оборудования, мероприятия по сокращению разрыва мощности, выполнение мероприятий из актов расследования аварий, карт отказов в работе.

2.7.6 Ведомость планируемых работ по ремонту оборудования, включается в состав документации, передаваемой при проведении конкурсных торгов их участникам — потенциальным исполнителям ремонта в порядке и сроки, установленные в 2.6.17 перечисление 9.

2.7.7 Уточнение с исполнителями объема ремонтных работ должно быть завершено не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта, после чего ведомость планируемых работ по ремонту утверждается главным инженером Заказчика.

После утверждения ведомости изменения в нее могут вноситься по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, окончание которой, как правило, должно предусматриваться сетевым графиком ремонта в первой трети плановой продолжительности ремонта, а также могут вноситься требования директивных документов, если они доведены до исполнителей не позднее 2 месяцев, предшествующих ремонту.

Все изменения объема ремонта, установленные по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, оформляются ведомостью дополнительных работ по ремонту и протоколом исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту по формам приложений 13 и 14.

Все изменения объема ремонта согласовываются с исполнителями ремонтных работ и утверждаются главным инженером электростанции.

2.7.8 За 20 дней до начала ремонта:

1) электростанции, подрядные предприятия и организации-исполнители ремонта проводят проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту.

Электростанция передает руководителю ремонта конструкторско-технологическую документацию, формуляры, бланки актов по сдаче и приемке установки, а также другую техническую документацию, которой не располагают ремонтные предприятия и организации;

2) каждое ремонтное предприятие (организация), участвующее в ремонте:

— определяет состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с сетевым графиком ремонта. При этом должна быть обеспечена полная занятость рабочих в течение установленных графиком сроков производства работ, определена форма оплаты труда ремонтного персонала с учетом прогрессивных методов организации труда и стимулирования персонала;

— назначает руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с объемом работ, принятым по договору;

— назначает лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;

— проверяет удостоверения сварщиков, стропальщиков, крановщиков, дефектоскопистов и лиц других специальностей на право выполнения работ при ремонте оборудования;

3) электростанция назначает ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение.

2.7.9 Общее руководство ремонтом и координацию действий всех ремонтных предприятий и организаций, принимающих участие в ремонте, осуществляет заместитель главного инженера электростанции по ремонту или лицо, специально назначенное для этого электростанцией.

В отдельных случаях, исходя из местных условий, по согласованию сторон, общий руководитель ремонта может быть назначен от ремонтной организации, что оформляется совместным приказом по электростанции и ремонтной организации.

О произведенных назначениях электростанция и исполнители ремонта информируют друг друга письменно.

Организация работы по нарядам-допускам и назначение руководителей работ по нарядам производится в соответствии с установленным порядком, определяемым Правилами техники безопасности, действующими в отрасли.

2.7.10 Не позднее чем за 10 дней до начала ремонта комиссия, состав которой определяется управляющей, генерирующей компанией производит проверку готовности электростанции к выполнению ремонта с составлением соответствующего акта, форма которого приведена в приложении 15.

2.7.11 При установлении комиссией неготовности электростанции к ремонту вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решается генерирующими, управляющими компаниями применительно к порядку, установленному 2.6.17 и 2.6.18.

2.7.12 До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с общим объемом работ, сроком ремонта и сетевым (линейным) графиком, правилами внутреннего распорядка, задачами, стоящими перед каждой бригадой, схемой управления ремонтом, организацией инструментального и материально-технического обеспечения, организацией уборки рабочих мест и конструкций оборудования, транспортировки мусора и отходов, системой оплаты и стимулирования труда, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями и т.д.

Разработка, согласование с исполнителями и утверждение сетевого (линейного) графика ремонта должно быть выполнено не позднее, чем за 20 дней до начала ремонта.

2.8 Вывод в ремонт и производство ремонта оборудования

2.8.1 Началом ремонта энергоблоков, неблочных паротурбинных агрегатов, гидроагрегатов и трансформаторов считается время отключения генератора (трансформатора) от сети.

Началом ремонта паровых котлов неблочных ТЭС считается время отключения котла от станционного паропровода острого пара.

При выводе основного оборудования в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное диспетчером СО-РДУ в разрешении на заявку о выводе оборудования в ремонт.

2.8.2 Началом ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от основного и общестанционного оборудования, считается время вывода в ремонт, установленное начальником смены электростанции.

2.8.3 Если установка выведена в ремонт досрочно или с опозданием против срока, указанного в утвержденном годовом плане ремонта, то плановая продолжительность ремонта сохраняется, а время окончания ремонта соответственно переносится, что должно быть отражено в оперативной заявке. Изменение сроков проведения ремонта согласовывается с CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).

2.8.4 Вывод в ремонт установки производится при наличии утвержденной заявки, с разрешения диспетчера по программе, утвержденной главным инженером электростанции. Программа должна предусматривать:

1) проведение эксплуатационных испытаний по специальной программе, утвержденной в установленном порядке.

Испытания должны быть проведены не ранее чем за месяц и не позднее чем за 5 дней до вывода в ремонт.

Результаты испытаний заносятся в ведомости основных параметров технического состояния установок, формы которых приведены в приложениях 16-23;

2) уборку установки снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов, газо — и воздухопроводов, пылепроводов и т.д. в пределах установки) от пыли, золы и мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов. Уборка должна быть выполнена не позднее чем за 2 дня до останова.

При этом окончательная уборка котлоагрегатов, работающих на пылеугольном топливе, должна производиться после останова с разборкой электросхем оборудования, но не позднее чем через 2 дня после останова;

3) сработку топлива в бункерах котла при его останове, обдувку поверхностей нагрева и стряхивание электродов электрофильтров. Зола и шлак из бункеров и леток должны быть спущены в ГЗУ и удалены на золоотвал;

4) принудительное расхолаживание турбин при останове и, в случае необходимости (по результатам предремонтных испытаний), промывку проточной части под нагрузкой.

2.8.5 После останова оборудования на ремонт персонал электростанции:

1) производит все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ, согласно Правилам техники безопасности.

Отключения производятся согласно программе и графику, утвержденным главным инженером электростанции. В графике указываются лица, ответственные за отключение и время исполнения.

При выполнении операций по отключению персонал электростанции обеспечивает возможность начала ремонтных работ на узлах и системах установки в сроки, предусмотренные сетевым графиком ремонта.

2) выдает общий наряд-допуск (наряд-допуск) на ремонт оборудования;

3) устанавливает режим работы подразделений обеспечения (ЦРМ, компрессорных, газогенераторных и кислородных станций, складов, лабораторий и т.п.), а также грузоподъемных и транспортных средств (кранов, лифтов и др.) в соответствии с графиком ремонта.

2.8.6 С начала производства ремонтных работ на оборудовании, руководители работ предприятий и организаций, участвующих в ремонте, обеспечивают:

1) своевременную выдачу бригадам производственных заданий;

2) выполнение исполнителями ремонта требований НТД и (или) рабочей конструкторской документации заводов-изготовителей, а также соблюдение технологической дисциплины;

3) контроль качества выполняемых ремонтных работ;

4) соблюдение производственной и трудовой дисциплины своим персоналом;

5) внедрение прогрессивных форм организации и стимулирования труда;

6) стабильность и достаточную квалификацию ремонтного персонала.

2.8.7 Ремонтные предприятия и организации отвечают за сроки окончания и качество ремонтных работ, технологическую, производственную и трудовую дисциплины, а также за соблюдение правил техники безопасности и пожарной безопасности своим персоналом, ведут учет трудовых и материальных ресурсов в пределах обязательств, принятых по договору.

2.8.8 Ответственные представители электростанции, назначенные в соответствии с 2.7.8:

1) участвуют в проведении входного контроля применяемых при ремонте материалов и запасных частей;

2) участвуют в дефектации оборудования. Как правило, дефектация основных узлов оборудования должна быть завершена в первой трети срока ремонта для выявления необходимости проведения дополнительных объемов работ.

3) определяют по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом составляется ведомость дополнительных работ по ремонту по форме приложения 13 и протокол исключения работ по форме приложения 14;

4) оформляют исполнительные документы дефектации оборудования по формам, приведенным в приложении 24;

5) решают вопросы, связанные с возникшей необходимостью замены некоторых материалов для ремонта, и составляют акт об использовании материалов — заместителей по форме приложения 25;

6) по завершении ремонта составляют ведомость выполненных работ по ремонту по форме приложения 26;

7) принимают предъявляемое к сдаче отремонтированное оборудование и контролируют его опробование.

Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления приемочной комиссии проводится в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, ППБ и ПТБ, под непосредственным руководством ответственного представителя цеха, в ведении которого находится опробуемое оборудование, при участии исполнителей ремонта установки.

По результатам опробования (испытаний) оборудования составляются протоколы, в том числе на гидравлические испытания согласно приложению 27, закрытие цилиндров согласно приложению 28 и другие скрытые работы, а также составляются другие документы, перечень которых устанавливается электростанцией по согласованию с исполнителями ремонта;

8) решают возникающие в ходе ремонта технические и организационные вопросы;

9) координируют работу с подразделениями электростанции и ремонтными предприятиями;

10) в порядке, установленном главным инженером электростанции, информируют о ходе ремонтных работ.

2.8.9 Электростанция в течение всего ремонта обеспечивает:

1) оперативность и должный уровень компетенции при решении всех организационно-технических вопросов, возникающих в процессе ремонта с привлечением при необходимости специализированных организаций и заводов- изготовителей;

2) контроль и учет использования финансовых затрат на ремонт по всем направлениям деятельности, включая и созданные резервы;

3) четкую работу столовых и других пунктов питания и снабжения питьевой водой, душевых, гардеробных, пунктов стирки и ремонта спецодежды;

4) совместно с предприятиями и организациями, участвующими в ремонте, четкую организацию обеспечения производственных бригад материалами и запасными частями, а рабочих мест — сжатым воздухом, электроэнергией, кислородом, ацетиленом, природным газом, технической водой и др.

2.8.10 Руководители работ предприятий и организаций, участвующих в ремонте, совместно с представителями электростанций (2.7.8):

1) осуществляют входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей;

2) проводят оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;

3) контролируют соответствие отремонтированных составных частей и деталей требованиям НТД и конструкторской документации;

4) проверяют соблюдение технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации, качества применяемых оснастки, приспособлений и инструмента);

5) обеспечивают в сроки, предусмотренные графиком ремонта, окончание дефектации узлов и деталей оборудования;

6) по результатам дефектации, с учетом предусмотренных эксплуатационных испытаний, определяют объем дополнительных ремонтных работ по устранению обнаруженных дефектов.

2.8.11 Состав функций, приведенных в 2.8.9 и 2.8.10, может быть уточнен и дополнен в Договоре на выполнение работ по ремонту между электростанцией и подрядным ремонтным предприятием (организацией).

2.8.12 Электростанция совместно с предприятиями и организациями-исполнителями ремонта рассматривают объем дополнительных ремонтных работ, возможность и сроки их выполнения, обеспеченность необходимыми финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами и принимают решение о возможности выполнения дополнительных работ в плановый срок или о необходимости оформления материалов на продление срока ремонта.

2.8.13 В случаях, когда выявленные дефекты по объективным условиям не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной технологической и (или) конструкторской документации, электростанция совместно с исполнителями работ обязана принять решение о сроке и порядке их устранения.

2.8.14 Материалы на продление планового срока ремонта установки рассматриваются в порядке, указанном в 2.6.13. и 2.6.18.

В обосновании продления срока ремонта и необходимости дополнительного финансирования электростанция указывает причины значительного отличия планового и фактического объемов ремонтных работ.

2.9 Приемка оборудования из ремонта и оценка качества

2.9.1 Приемку установок из капитального, среднего или текущего ремонта (далее в разделе — ремонт) производит комиссия, возглавляемая главным инженером электростанции. В состав комиссии включаются:

— заместители главного инженера по эксплуатации и ремонту;

— общий руководитель ремонта установок;

— начальники цехов, в ведении которых находятся ремонтируемые установки;

— руководители ремонтных работ предприятий, участвующих в ремонте;

— инженер-инспектор по эксплуатации;

— инспектор по охране труда и техники безопасности;

— представители отдела планирования и подготовки ремонта.

Допускается включать в состав комиссии руководителей групп (цехов) наладки, лабораторий.

В состав комиссии может входить представитель управляющей (генерирующей) компании.

Приемку оборудования, входящего в состав установок, из ремонта производят комиссии, возглавляемые начальниками эксплуатационных цехов. В состав каждой комиссии включаются:

— начальник эксплуатационного цеха;

— представители от электростанций, назначенные в соответствии с 2.7.8;

— руководитель ремонтных работ по установке.

Персональный состав всех приемочных комиссий должен быть установлен приказом по электростанции.

2.9.2 Приемочные комиссии осуществляют:

— контроль документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта и отражающей техническое состояние оборудования и качество выполненных ремонтных работ;

— предварительную оценку качества отремонтированных установок и их оборудования и оценку качества выполненных ремонтных работ;

— уточнение технического состояния установок и оборудования по данным эксплуатации в течение месяца после включения под нагрузку, а также по данным послеремонтных испытаний;

— окончательную оценку качества отремонтированных установок и их оборудования и оценку качества выполненных ремонтных работ.

2.9.3 Приемка установок из ремонта должна производиться по программе, согласованной с исполнителями и утвержденной главным инженером электростанции.

Программа приемки предусматривает:

— перечень приемо-сдаточных испытаний, сроки и ответственных за их проведение;

— разработку программ приемо-сдаточных испытаний установок, сроки и ответственных за их выполнение;

— сроки и ответственных за проверку отчетной ремонтной документации;

— сроки и ответственных за опробование и приемку отдельных видов оборудования;

— особые условия приемки отдельных видов оборудования из ремонта;

— другие мероприятия, связанные с проведением приемо-сдаточных испытаний.

2.9.4 Руководители работ предприятий, участвующих в ремонте, предъявляют приемочной комиссии необходимую документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:

— ведомость выполненных работ по ремонту;

— протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

— протоколы испытаний, карты измерений;

— результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;

— протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в установку;

— акты на скрытые работы;

— другие документы по согласованию электростанции и предприятия-исполнителя ремонта.

Документация предъявляется приемочной комиссии не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта. Ее конкретный перечень должен быть утвержден главным инженером электростанции.

2.9.5 Комиссия по приемке оборудования, входящего в состав установки, начинает свою работу в процессе ремонта. Она рассматривает составляемую при этом документацию, перечисленную в 2.9.4, анализирует и подготавливает ее для представления в комиссию по приемке установок.

2.9.6 После ремонта проводятся приемо-сдаточные испытания установок и отдельных систем для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям.

2.9.7 Приемо-сдаточные испытания установки проводятся в 2 этапа: испытания при пуске и испытания под нагрузкой.

Сроки проведения приемо-сдаточных испытаний должны обеспечивать своевременное включение установки под нагрузку согласно сетевому (линейному) графику ремонта.

2.9.8 Испытания проводятся по программе, утвержденной главным инженером электростанции и согласованной с исполнителем ремонта. В случае, если при производстве испытаний возникает необходимость проведения переключений на оборудовании, находящемся в оперативном ведении диспетчера управляющей (генерирующей) компании, CO-ОДУ или ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», программа в части их переключений должна согласовываться с соответствующими службами управляющей (генерирующей) компании, CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).

Программа приемо-сдаточных испытаний должна содержать:

— при пуске — порядок проведения испытаний вспомогательных систем и оборудования установки, продолжительность, ответственных лиц и особые указания при необходимости;

— под нагрузкой — перечень режимов и контролируемых параметров, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний.

Программа должна соответствовать требованиям ПТЭ, инструкциям по эксплуатации и другим нормативным документам.

2.9.9 По результатам контроля установки, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа предъявленной документации приемочная комиссия устанавливает возможность пуска установки.

2.9.10 Пуск установки производится по распоряжению главного инженера электростанции и выполняется эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.

Разрешение на пуск оформляется в оперативном журнале начальника смены электростанции.

2.9.11 Перед пуском руководители работ предприятий, участвующих в ремонте, при необходимости передают в письменном виде руководству эксплуатационного цеха требования, оговаривающие особенности пуска и опробования при проведении приемо-сдаточных испытаний, но не противоречащие ПТЭ.

Руководители работ и специально назначенные лица обязаны присутствовать при пуске установки и контроле ее работы, не вмешиваясь в действия эксплуатационного персонала.

Если в период пуска и опробования выявлены нарушения в работе оборудования или не учитываются особенности пуска и опробования, оговоренные руководителями работ, то они имеют право потребовать изменить режим пуска и опробования или потребовать произвести останов установки.

2.9.12 Окончанием ремонта считается:

— для энергоблоков ТЭС, турбоагрегатов ТЭС с поперечными связями, гидроагрегатов и трансформаторов — время включения генератора (трансформатора) в сеть;

— для паровых котлов ТЭС с поперечными связями — время подключения котла к станционному трубопроводу острого пара;

— для энергоблоков ТЭС с двухкорпусными котлами (дубль-блоков) — время включения энергоблока под нагрузку с одним из корпусов котла. При этом растопка и включение второго корпуса котла производятся в соответствии с графиком нагружения энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта.

Невыполнение этого условия рассматривается как перепростой дубль-блока ТЭС в ремонте.

2.9.13 Установки и оборудование электростанций, прошедшие ремонт, подлежат приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч.

Для ГЭС, работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой могут продолжаться несколько дней с суммарной наработкой 24 ч.

2.9.14 Испытания под нагрузкой проводятся при номинальных параметрах пара и основном топливе на ТЭС, номинальных напорах и расходе воды на ГЭС и постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по нормальной эксплуатационной схеме на различных режимах с доведением нагрузки до номинальной.

Если номинальные нагрузки и параметры не могут быть достигнуты по независящим от электростанции причинам, а установки и оборудование не могут быть проверены в режиме номинальной нагрузки, допускается в программе испытаний устанавливать другие предельные нагрузки и параметры. Режимы приемосдаточных испытаний при этом устанавливаются приемочной комиссией по согласованию с управляющей (генерирующей) компанией и с соответствующим СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») и оговариваются в акте приемки.

2.9.15 Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты требуют в соответствии с ПТЭ или инструкцией по эксплуатации немедленного останова, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо-сдаточных испытаний.

При возникновении в процессе приемо-сдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования (систем), при которых не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемосдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений главным инженером электростанции по согласованию с исполнителем ремонта.

При этом обнаруженные дефекты устраняются исполнителем ремонта в сроки, согласованные с электростанцией.

Если приемо-сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытания постановки под нагрузку.

2.9.16 Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного останова, то приемочная комиссия принимает решение о приемке из ремонта установки.

2.9.17 Приемка из ремонта составных частей основного оборудования и оборудования, входящего в установку, оформляется актом по форме приложения 29.

Акт утверждается главным инженером электростанции, или другим лицом, назначенным приказом по электростанции.

Акт составляется на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, на группу отдельных видов оборудования, входящих в установку, или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одним ремонтным предприятием, его подразделением или подразделением электростанции.

К акту по приемке оборудования, входящего в установку, должны быть приложены протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно Заказчиком и Исполнителем ремонта и отражающие:

— перечень выполненных плановых работ;

— перечень работ, выполненных сверх запланированных объемов;

— перечень невыполненных работ, предусмотренных согласованной ведомостью планируемых работ, и причины их невыполнения;

— перечень отраслевых предписаний, циркуляров и др., а также информационных сообщений заводов-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;

— выполненные работы по модернизации оборудования;

— перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонений и др.

Эти сведения должны быть указаны в документах, составленных по формам приложений 12-14, 24-28, а также в других документах по согласованному решению Заказчика и Исполнителя ремонта.

Акт на приемку оборудования является основным отчетным документом исполнителя ремонта за выполненный им объем ремонтных работ по оборудованию установки.

2.9.18 Приемка из ремонта установки оформляется актом по форме приложения 30.

Акт является основным отчетным документом электростанции и характеризует техническое состояние установки в целом.

2.9.19 Акты на приемку из ремонта установки и входящего в нее оборудования подписываются в течение 5 дней после окончания приемо-сдаточных испытаний.

2.9.20 После окончания приемо-сдаточных испытаний начинается подконтрольная эксплуатация отремонтированного оборудования, которая завершается через 30 календарных дней с момента включения оборудования под нагрузку.

2.9.21 В период подконтрольной эксплуатации заканчивается проверка работы оборудования на всех режимах, проводятся испытания и наладка всех систем, завершаются отделочные работы по тепловой изоляции.

Наладочные работы производятся по отдельным программам, согласованным до начала ремонта с предприятиями и организациями, участвующими в их проведении.

2.9.22 Допускается в период подконтрольной эксплуатации предусматривать останов оборудования для контроля состояния отремонтированных ответственных составных частей, для проведения регулировки и наладки, в том числе вибрационной, для балансировки валопровода турбоагрегата в собственных подшипниках. Время и продолжительность останова согласовываются с управляющей (генерирующей) компанией и СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).

Необходимость останова для выполнения указанных работ должна быть предусмотрена в акте на приемку установки из ремонта, и при этом останов не влияет на оценку качества выполненных ремонтных работ.

Продолжительность подконтрольной эксплуатации увеличивается на величину простоя оборудования по вышеуказанной причине или по другим причинам, если величина простоя оборудования превышает 5 суток.

2.9.23 По результатам подконтрольной эксплуатации заполняются ведомости параметров технического состояния оборудования.

Формы ведомостей параметров технического состояния приведены в приложениях 16-23.

2.9.24 При приемке оборудования из ремонта приемочная комиссия проводит оценку качества, которая включает:

— оценку качества отремонтированного оборудования;

— оценку качества выполненных ремонтных работ.

2.9.25 Оценка качества отремонтированного оборудования характеризует техническое состояние оборудования после ремонта и соответствие его требованиям НТД и устанавливается на основании результатов испытаний и приемки оборудования из ремонта.

В общем виде перечень НТД, в которой приведены требования к отремонтированному оборудованию указан в 2.5.3. Уточненный перечень НТД для каждого конкретного вида оборудования должен составляться на электростанции и утверждаться управляющей (генерирующей) компанией с учетом наличия в отрасли, электростанции и ремонтном предприятии разработанной ремонтной документации.

Для отдельных видов установленного на электростанции оборудования допускается по согласованию с управляющей (генерирующей) компанией изменение некоторых нормативных параметров технического состояния, не влияющих на безопасность эксплуатации, по сравнению с установленными в НТД. При этом должно быть установлено, что доведение параметров до нормативных невозможно или экономически нецелесообразно. Документы для согласования изменений нормативных параметров технического состояния представляются в управляющую (генерирующую) компанию не позднее, чем за 5 дней до вывода оборудования в ремонт, и должны быть подтверждены эксплуатационными испытаниями, проводимыми в соответствии с 2.8.4.

2.9.26 Если приемочная комиссия принимает оборудование из ремонта в эксплуатацию, то ему может быть установлена одна из следующих оценок качества:

— соответствует требованиям НТД;

— соответствует требованиям НТД с ограничением.

Оценка «соответствует требованиям НТД» устанавливается, если устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей оборудования; требования НТД, определяющие качество оборудования, выполнены; приемосдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа оборудования на разных режимах соответствуют требованиям инструкций по эксплуатации; значения параметров технического состояния находятся на уровне нормативных.

Оценка «соответствует требованиям НТД с ограничением» устанавливается, если часть требований НТД к отремонтированному оборудованию не выполнена; не устранены какие-либо дефекты, с которыми оборудование может временно работать; имеются замечания по работе оборудования на различных режимах; значения некоторых параметров технического состояния не соответствует уровню нормативных, но дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ возможна, и приемочная комиссия принимает решение о временной эксплуатации оборудования.

2.9.27 Оборудование, отремонтированное с оценкой «соответствует требованиям НТД с ограничением», допускается в эксплуатацию с ограниченным сроком дальнейшего использования, при этом должен быть разработан план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки его выполнения.

2.9.28 Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям, или работа оборудования на каких-либо режимах характеризуется отклонением от допустимых параметров и дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов 5 и более суток, то оборудование должно быть выведено из эксплуатации и ему устанавливается оценка «не соответствует требованиям НТД». После проведения ремонта для устранения дефектов производится повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливается новая оценка качества отремонтированному оборудованию.

2.9.29 Оценка качества устанавливается каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акты приемки из ремонта (2.9.17, 2.9.18).

2.9.30 Оценка качества отремонтированной установки, как правило, устанавливается по оценке качества основного оборудования с учетом оценок качества, установленных вспомогательному оборудованию, которое может ограничить мощность, экономичность и надежность установки в целом в процессе последующей эксплуатации.

2.9.31 Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно-техническую деятельность каждого предприятия, участвующего в ремонте, включая электростанцию.

За качество выполненных ремонтных работ может быть установлена одна из следующих оценок:

— отлично;

— хорошо;

— удовлетворительно;

— неудовлетворительно.

2.9.32 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается каждому предприятию в пределах выполненного им объема ремонта по оборудованию, включенному в акты приемки по 2.9.17 с учетом выполнения предприятием основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

— выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;

— выполнение ремонтным персоналом требований НТД на ремонт оборудования и его составных частей;

— отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования «соответствует требованиям НТД с ограничением» по вине исполнителя ремонта;

— отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине исполнителя ремонта за исключением необходимости одного останова котла или корпуса котла на срок до 3 суток для устранения дефектов сварки стыков труб, выявившихся в период подконтрольной эксплуатации, а также за исключением необходимости остановов, предусмотренных в 2.9.22.

К дополнительным требованиям относятся:

— наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

— применение необходимой технологической оснастки, приспособлений и инструмента, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;

— соответствие выполненных технологических операций, включая контрольные, требованиям технологической документации;

— проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;

— наличие полного комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту.

2.9.33 Оценка «отлично» устанавливается при выполнении всех основных и дополнительных требований.

Оценка «хорошо» устанавливается при выполнении всех основных и частичном выполнении (не менее 50%) дополнительных требований.

Оценка «удовлетворительно» устанавливается при выполнении всех основных и частичном выполнении (менее 50%) дополнительных требований.

Оценка «неудовлетворительно» устанавливается при невыполнении одного или более из основных требований.

2.9.34 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается исполнителю ремонта по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акт приемки по 2.9.17. На основании этих оценок исполнителю ремонта устанавливается итоговая оценка качества за весь выполненный им объем работ по установке и приводится в том же акте.

2.9.35 Если ремонтный персонал электростанции принимает непосредственное участие в выполнении ремонтных работ на оборудовании, то оценка качества выполненных ремонтных работ ему устанавливается в том же порядке, что и для ремонтных предприятий.

В том случае, если ремонтный персонал электростанции не выполняет ремонтных работ на оборудовании, то электростанции устанавливается оценка качества выполненных ремонтных работ в целом по установке за организационно-техническую деятельность. Эта оценка приводится в акте по форме приложения 29. При этом основным требованием для электростанции вместо перечисленных в 2.9.32 является отсутствие оценки качества отремонтированного оборудования «соответствует требованиям НТД с ограничением» по следующим причинам:

— невыполнение запланированного объема ремонта из-за необеспечения требуемыми материалами и запасными частями, из-за ошибок в дефектации и неправильного установления технического состояния оборудования до ремонта и в процессе ремонта;

— нарушение требований ПТЭ и инструкций по эксплуатации в процессе пуско-наладочных работ, приемо-сдаточных испытаний и подконтрольной эксплуатации;

— другие факторы, установленные комиссией по приемке установки.

Дополнительные требования и критерии установления оценок при этом — по 2.9.32 и 2.9.33.

2.9.36 Оценка качества отремонтированного оборудования, входящего в установку, и оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливаются:

предварительно — по окончании приемо-сдаточных испытаний;

окончательно — по результатам подконтрольной эксплуатации, но не позднее 3 дней после ее окончания.

Оценка качества отремонтированной установки в целом устанавливается по результатам подконтрольной эксплуатации.

2.9.37 В случае, когда электростанция считает необходимым по результатам подконтрольной эксплуатации изменить предварительную оценку качества, она обязана сообщить об этом предприятию-исполнителю ремонта с обязательным указанием причин изменения оценки качества и вызвать его представителя для принятия согласованного решения.

Если электростанция после окончания подконтрольной эксплуатации не сообщила об изменении предварительной оценки качества, то предварительная оценка считается окончательной.

Сообщение об изменении оценки электростанция дает не позднее 3 дней после окончания подконтрольной эксплуатации.

2.9.38 Региональные представительства энергонадзора, инспекции по эксплуатации электростанций и сетей могут проводить выборочный контроль правильности принятых приемочными комиссиями решений по отремонтированному оборудованию. Проверка производится не позже 10-дневного срока после окончания подконтрольной эксплуатации. В случае неподтверждения правильности выставленных оценок комиссия обязана их изменить.

При несогласии электростанция (генерирующая, управляющая компания) направляет обосновывающие материалы в Департамент инспекции по эксплуатации электростанций и сетей, решение которого является окончательным.

2.9.39 Если по завершении ремонта по условиям работы электростанции установки и оборудование не вводятся под нагрузку и переводятся в резерв, то они принимаются приемочными комиссиями по итогам технического контроля, испытаний и опробований, проведенных в процессе ремонта. Временем окончания ремонта считается время постановки в резерв.

На основании результатов контроля и представленных документов приемочные комиссии оформляют акты по приемке оборудования и установок, устанавливают предварительные оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ.

Электростанция и исполнитель ремонта согласовывают и оговаривают в протоколе условия и сроки проведения приемо-сдаточных испытаний при пуске и под нагрузкой, а также проведение подконтрольной эксплуатации, которые должны быть выполнены после вывода оборудования из резерва.

После завершения подконтрольной эксплуатации устанавливаются окончательные оценки качества ремонта.

Приемо-сдаточные испытания, подконтрольная эксплуатация и установление окончательных оценок качества ремонта выполняются в соответствии с требованиями настоящего раздела как для оборудования, вводимого в работу непосредственно после ремонта (без вывода в резерв).

2.9.40 Предприятия-исполнители ремонта гарантируют соответствие отремонтированного оборудования требованиям НТД на ремонт в течение установленных сроков и (или) наработку с момента включения под нагрузку при соблюдении электростанцией правил транспортирования, хранения и эксплуатации.

При отсутствии в НТД на ремонт величин гарантийного срока эксплуатации (наработки) или при отсутствии НТД на ремонт, гарантийный срок эксплуатации устанавливается не менее 12 месяцев с момента включения оборудования под нагрузку.

Гарантийное обязательство приводится в акте на приемку из ремонта оборудования установки.

2.9.41 Гарантийный срок эксплуатации или (и) гарантийная наработка могут отличаться от указанных в 2.9.40 или не устанавливаться:

— при нарушении электростанцией договорных условий по выполнению согласованных объемов работ и по обеспечению ремонта материалами и запасными частями;

— если по независящим от исполнителя причинам для ремонта были применены материалы и запасные части, не в полной мере отвечающие требованиям ремонтной и конструкторской документации;

— в силу объективных обстоятельств не в полной мере устранены выявленные при ремонте дефекты составных частей оборудования.

Причины, по которым в каждом из таких случаев принимаются решения об установлении гарантийных сроков (наработке) с отступлениями от установленных требований, должны быть отражены в актах на приемку из ремонта оборудования установки.

2.9.42 Гарантийные обязательства не вступают в действие, если нарушение работоспособности оборудования произошло не по вине исполнителя ремонта или вызвано скрытыми дефектами, которые не могли быть обнаружены средствами и методами, предусмотренными в НТД на ремонт.

Гарантийные обязательства могут быть прекращены с приведением обоснования исполнителем ремонта, если на оборудовании в течение гарантийного срока эксплуатации производился ремонт без участия или без согласования с ним.

2.9.43 Исполнитель ремонта к моменту окончания подконтрольной эксплуатации предоставляет электростанции окончательно оформленные отчетные документы на отремонтированное им оборудование, перечень которых приведен в акте на приемку из ремонта оборудования установки.

По окончании подконтрольной эксплуатации оборудования электростанция в 10-дневный срок полностью оформляет и сброшюровывает отчетную документацию по произведенному ремонту.

2.9.44 Все документы по экономическому стимулированию ремонтного персонала за обеспечение и повышение уровня качества ремонта должны рассматриваться по результатам подконтрольной эксплуатации оборудования. При этом положительное решение о применении экономического стимулирования принимается при условии получения исполнителем ремонта окончательной оценки качества выполненных ремонтных работ «отлично» или «хорошо», что должно быть отражено в договоре.

3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ ТЕПЛОВОЙ

АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ, УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ

Настоящий раздел распространяется на средства тепловой автоматики и измерений (ТАИ), эксплуатируемые на ТЭС и в тепловых сетях, устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА) электростанций:

— устройства, предназначенные для автоматического регулирования, дистанционного и автоматического управления запорными и регулирующими органами, технологической защиты и блокировки;

— средства измерений теплотехнических, физических, химических и механических параметров;

— информационные, управляющие и вычислительные комплексы;

— устройства релейной защиты и электроавтоматики электростанций.

Настоящий раздел устанавливает:

— требования к ТОиР средств ТАИ;

— требования к ремонтной документации;

— порядок планирования ТОиР;

— порядок приемки из ремонта, контроля и оценки качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ;

— требования к ТОиР устройств РЗА.

3.1 Техническое обслуживание и ремонт средств ТАИ

Ремонтная документация

3.1.1 Основной задачей ТОиР средств ТАИ является поддержание их исправного состояния и работоспособности с целью обеспечения в процессе эксплуатации технологического контроля и защиты тепломеханического оборудования ТЭС и тепловых сетей, управления этим оборудованием, надежности и экономичности его работы.

3.1.2 ТОиР предусматривает планирование, подготовку и проведение следующих видов работ:

— технического обслуживания;

— текущего ремонта;

— капитального ремонта.

Техническое обслуживание

Состав и периодичность технического обслуживания средств ТАИ установлены действующими НТД. Для устройств, на которые эти документы не распространяются, состав и периодичность технического обслуживания устанавливается энергопредприятием на основании заводской документации и опыта эксплуатации.

Текущий ремонт

Необходимость текущего ремонта и его объем определяются по результатам контроля технического состояния устройства ТАИ, осуществляемого при его техническом обслуживании и при устранении отказа в работе, а для средств измерений — также и перед их поверкой или калибровкой.

Капитальный ремонт

Объем капитального ремонта устанавливается отраслевой НТД и заводской документацией, а также на основании опыта эксплуатации, и уточняется по результатам дефектации составных частей устройства при полной его разборке.

Периодичность проведения капитального ремонта средств ТАИ установлена отраслевой документацией. Для устройств, на которые эти документы не распространяются, периодичность капитального ремонта устанавливается энергопредприятием на основании заводской документации и опыта эксплуатации.

3.1.3 ТОиР средств ТАИ производятся в соответствии с руководствами по капитальному ремонту и техническими условиями на ремонт, действующими отраслевыми нормами и нормативами, а также с учетом монтажно-эксплуатационных инструкций заводов-изготовителей средств ТАИ.

3.1.4 Техническое обслуживание средств ТАИ осуществляют цеха тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ) электростанций и тепловых сетей.

3.1.5 ЦТАИ электростанций и тепловых сетей в части организации ТОиР средств ТАИ:

— участвуют в выполнении плановых работ по ТОиР;

— устраняют отказы в работе аппаратуры, возникающие в процессе эксплуатации;

— участвуют в выполнении работ по модернизации и реконструкции систем управления технологическими процессами;

— выполняют тестирование средств АСУ ТП;

— выполняют наладку средств ТАИ;

— при необходимости участвуют совместно с научными и проектно-конструкторскими организациями в испытаниях при освоении головных образцов новой техники в области автоматизации энергооборудования;

— создают банк технической документации: руководств и технических условий, инструкций заводов-изготовителей, чертежей щитов, пультов, их монтажно-коммутационных схем и т.д.;

— составляют заявки на материалы и запасные части, осуществляют контроль за их правильным расходованием;

— внедряют передовые методы труда и новые совершенные формы организации ремонта, в том числе автоматизированные системы управления.

3.1.6 Служба тепловой автоматики (СТА) и метрологическая служба (МС) управляющей, генерирующей компании в части организации ТОиР средств ТАИ:

— осуществляют мероприятия по совершенствованию ТОиР средств ТАИ на ТЭС и в тепловых сетях;

— согласовывают заявки энергопредприятий и составляют собственные заявки на запасные части и материалы для ремонта;

— контролируют приобретение и распределение запасных частей;

— организуют изготовление специальной ремонтной оснастки;

— разрабатывают предложения по организации заводского (централизованного) ремонта.

3.1.7 Электростанции и тепловые сети привлекают для выполнения ремонтов, специальных ремонтных работ и модернизации средств ТАИ подрядные специализированные ремонтные предприятия и монтажные организации отрасли.

3.1.8 Важнейшим направлением совершенствования ТОиР средств ТАИ является внедрение заводского ремонта на основе стабильной технологии и развитой специализации с созданием соответствующего обменного фонда.

Заводской ремонт средств ТАИ осуществляется централизованно:

— на крупных энергопредприятиях — за счет создания центральных лабораторий и мастерских;

— на производственных базах и цехах ТАИ специализированных ремонтных предприятий, находящихся в данном регионе.

3.1.9 Состав и ведение эксплуатационной и ремонтной документации в ЦТАИ определяется СО 34.35.521-00 (РД 153-34.1-35.521-00).

3.2 Планирование технического обслуживание и ремонта средств ТАИ

3.2.1 ЦТАИ ТЭС и тепловых сетей ежегодно составляют графики технического обслуживания и ремонта средств ТАИ, а также планы работ по модернизации систем управления технологическими процессами.

СТА и МС управляющей, генерирующей компании ежегодно составляют годовые и месячные планы заводского ремонта средств ТАИ.

3.2.2 Графики и планы, составляемые ЦТАИ, утверждаются главным инженером энергопредприятия.

Планы, составляемые СТА и МС, утверждаются главным инженером управляющей, генерирующей компании.

3.2.3 На основании ежегодных графиков и планов ЦТАИ определяют и согласуют с СТА и МС трудоемкость работ, необходимую численность ремонтного персонала, потребность в материалах и запасных частях, а также осуществляют контроль за соблюдением нормативной периодичности проведения ТОиР средств ТАИ и выполнением работ по модернизации систем управления технологическими процессами.

3.2.4 Разработка графиков ТОиР средств ТАИ производится, исходя из следующих условий:

— техническое обслуживание средств ТАИ выполняет персонал ЦТАИ энергопредприятий;

— капитальный и текущий ремонты средств ТАИ, как правило, выполняет персонал специализированных ремонтных предприятий;

— при наличии подразделения по заводскому ремонту капитальный ремонт средств ТАИ в основном выполняется в этом подразделении.

3.2.5 Для организации ремонта средств ТАИ энергопредприятием создается обменный фонд технических средств автоматизации, обеспечивающий: оперативную замену в течение года отказавших в процессе эксплуатации устройств ТАИ каждого типа, входящих в состав штатных систем теплотехнического контроля, автоматического регулирования, дистанционного управления, технологических защит, блокировок и сигнализации теплоэнергетического оборудования (годовой эксплуатационный запас восстанавливаемых устройств ТАИ), плановую замену в течение года устройств каждого типа, отработавших свой межремонтный ресурс, для передачи их в капитальный ремонт (годовой ремонтный запас восстанавливаемых устройств ТАИ); возможность проведения капитального ремонта устройств ТАИ с установленной для них периодичностью (до 6-7 лет), в то время как при отсутствии обменного фонда периодичность ремонта устройств ТАИ вынуждено приравниваться к периодичности ремонта основного оборудования (4-5 лет); ритмичную работу и равномерную загрузку ремонтного персонала в течение всего года; возможность четкого планирования трудовых и материальных ресурсов на ремонт средств ТАИ.

3.3 Приемка из ремонта средств ТАИ, контроль и оценка качества

3.3.1 Приемка средств ТАИ из ремонта проводится отдельно по каждой функциональной группе устройств: автоматического регулирования, дистанционного управления, технологического контроля, информационных, управляющих и вычислительных комплексов и т.д.

3.3.2 Опробование и приемка из капитального ремонта всего объема средств ТАИ установки (энергоблока, котла, турбины, отдельного вида оборудования) производится перед пуском и на этапе приемо-сдаточных испытаний этой установки при приемке ее из ремонта.

При положительном результате опробования средств ТАИ на работающем оборудовании их ремонт считается законченным и дается предварительная оценка качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ.

Окончательная оценка качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ дается по результатам их подконтрольной эксплуатации в составе отремонтированной установки.
3.3.3 Основными показателями при контроле и оценке качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ являются:

1) соответствие технического состояния приборов, аппаратуры управления, сигнализации и защит, внутренней и внешней коммутации, кабельных связей и трубных проводок требованиям нормативно-технических документов на ремонт и монтаж, правилам технической эксплуатации и заводским инструкциям;

2) результаты проведения следующих контрольных операций:

— измерительные приборы должны быть включены в работу и при этом должны быть проверены целостность измерительных линий и исправность датчиков, надежная работа кинематики регистрирующих и контактных устройств, правильность уставок защит и сигнализации;

— схемы управления электроприводами запорных и регулирующих органов должны быть опробованы в работе, в том числе проверены точность установки конечных выключателей, работа сигнализации положения запорных органов и указателей положения регулирующих органов, работа электроприводов по командам из цепей защит и блокировок;

— технологические защиты должны быть опробованы и проверены путем имитации срабатывания датчиков с воздействием через выходные реле схем защит на исполнительные устройства;

3) внешний вид и чистота приборов и аппаратуры щитов, пультов и сборок (отсутствие царапин и нарушений окраски, пыли и грязи);

4) исправность дверей и замков сборок, панелей и пультов;

5) наличие протоколов проверки и наладки аппаратуры, карт настройки регуляторов, паспортов измерительных приборов или документов, заменяющих паспорта.

3.3.4 Оценки за качество ремонта устанавливаются комиссией, принимавшей средства ТАИ из ремонта:

— «отлично» — при отсутствии замечаний;

— «хорошо» — при обнаружении недостатков, которые могут быть устранены в течение 24 часов;

— «удовлетворительно» — если устранение обнаруженных недостатков требует более 24 часов.

3.3.5 На работы по ремонту средств ТАИ, выполняемые специализированными ремонтными предприятиями и другими организациями устанавливаются гарантийные обязательства, условия и продолжительность которых определяются нормативно-технической документацией на ремонт устройств.

3.3.6 Проведение ремонта регистрируется в документации ЦТАИ. Если ремонт выполнялся подрядной организацией, то его проведение кроме того, оформляется и актом приемки (приложение 31).

3.4 Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗА

3.4.1 Организация и проведение ТОиР устройств РЗА осуществляется в соответствии с требованиями «Правил технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ» СО 34.35.617-2001 (РД 153-34.0-35.617-2001), а также в соответствии с требованиями нормативных документов, указанных в «Перечне нормативных документов, используемых при проведении технического обслуживания устройств РЗА», приложение 1 вышеуказанного руководящего документа

4 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

4.1 Общие положения

4.1.1 Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна выполнять следующие основные функции:

— обеспечение подачи потребителям тепловой энергии установленных параметров в соответствии с заданным графиком при утечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативные;

— оперативное управление работой тепловых сетей;

— техническое обслуживание тепловых сетей;

— координация управления работой элементов системы централизованного теплоснабжения (источники тепловой энергии, тепловые сети, системы теплопотребления) согласно балансовой принадлежности;

— разработка текущих и перспективных тепловых и гидравлических режимов системы централизованного теплоснабжения;

— подготовка и выдача разрешений и технических условий на присоединение новых потребителей (абонентов) и на изменение договорных тепловых нагрузок существующих потребителей;

— организация разработки проектно-сметной документации для вновь строящихся тепловых сетей, контроль за строительством тепловых сетей и приемка их в эксплуатацию;

— подготовка технической и проектно-сметной документации для проведения реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей;

— осуществление технического надзора за строительством новых и реконструируемых тепловых сетей и сооружений, а также за проведением капитального ремонта, приемка их в эксплуатацию;

— проведение испытаний тепловых сетей, выполнение диагностических работ, осуществление контроля за наружной и внутренней коррозией трубопроводов;

— внедрение энергосберегающих технологий;

— формирование и пополнение неснижаемого аварийного запаса МТР для выполнения аварийного ремонта;

— осуществление технологического контроля за теплопотребляющими установками потребителей;

— организация и проведение ремонтов зданий и сооружений тепловых сетей;

— организация и проведение аварийно-восстановительных работ в тепловых сетях.

4.1.2 Специфика централизованного теплоснабжения, выражающаяся в неразрывности процессов выработки, передачи и потребления тепловой энергии, требует концентрации ответственности за полное обеспечение потребителей в тепле, максимальной эффективности использования основных фондов, тесной взаимосвязи эксплуатации и ремонта.

4.1.3 Система технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений сетей предусматривает выполнение комплекса работ, производимых с определенной периодичностью, направленных на обеспечение надежного теплоснабжения, исправного состояния оборудования, экономичной и безопасной его эксплуатации, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплекс проводимых работ включает в себя:

— техническое обслуживание;

— проведение диагностического обследования и анализа повреждаемого оборудования и установление на основании этих данных оптимальных сроков проведения капитальных ремонтов;

— ремонт оборудования, зданий и сооружений;

— своевременное и полное обеспечение эксплуатационных и ремонтных работ необходимыми материалами, запасными частями и оборудованием;

— внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом, специализации ремонтных работ, комплексной механизации и передовой технологии;

— контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта.

4.1.4 Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, тепловой автоматики, защиты, средств измерений, устройств диспетчерского управления и связи, производственных зданий и технологических сооружений сетей (систем централизованного теплоснабжения) возлагается на предприятие тепловых сетей.

4.1.5 Предприятия тепловых сетей несут ответственность за техническое состояние оборудования, зданий и сооружений, выполнение нормативных сроков периодичности и объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильные показатели эксплуатации и надежность теплоснабжения, а также качество и сроки отремонтированного оборудования, зданий и сооружений.

4.1.6 В обязанности предприятия тепловых сетей входит:

— организация технического обслуживания и ремонта сетей;

— контроль технического состояния оборудования, зданий и сооружений;

— определение объема и планирование текущих и капитальных ремонтов оборудования, зданий и сооружений;

— обеспечение ремонта финансированием, проектно-сметной документацией, материальными и трудовыми ресурсами (собственными или путем привлечения подрядных организаций, согласование с ними объемов и сроков выполнения ремонтных работ);

— проведение совместно с исполнителями технической подготовки ремонта, организации и производства ремонтных работ, приемки из ремонта и оценке качества;

— внедрение прогрессивных технологий ремонта.

4.1.7 Текущий и капитальный ремонты оборудования, зданий и сооружений сетей могут выполняться:

— собственным персоналом предприятия тепловых сетей;

— силами ремонтных предприятий энергосистем;

— привлекаемыми специализированными ремонтными и строительно-монтажными предприятиями, другими предприятиями и организациями.

4.1.8 Специальные ремонтные работы, выполняют, как правило, специализированные ремонтные и строительно-монтажные предприятия.

4.1.9 Ремонтные и строительно-монтажные предприятия любой формы собственности являются ответственными за сроки и качество выполнения работ в согласованных объемах и в соответствии с договором.

4.1.10 Предприятия тепловых сетей, привлекающие к работам специализированные предприятия и организации, строят свои отношения с ними в соответствии с договором и Руководящим документом «Основные положения и требования договора на выполнение работ по ремонту оборудования электростанций» СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002).

Рекомендуемая форма договора приведена в приложении 32.

4.1.11 Организационная структура предприятия тепловых сетей предусматривает создание соответствующих ремонтных подразделений:

— по технической подготовке ремонтов — службы, отдела (группы);

— по исполнению ремонтов — цехов, служб, районов, участков, бригад;

— по исполнению проектно-сметных работ.

4.1.12 Предприятия тепловых сетей ведут систематический учет технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений и на базе их анализа разрабатывают организационно-технические мероприятия по улучшению этих показателей.

4.2 Техническое обслуживание

4.2.1 Техническое обслуживание действующего оборудования, сетей предусматривает выполнение комплекса операций по осмотру, контролю, смазке и регулировке, не требующих вывода его в ремонт.

При этом:

— устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида оборудования с учетом требований заводов-изготовителей и местных условий;

— назначаются ответственные исполнители технического обслуживания в зависимости от содержания работ (эксплуатационный или ремонтный персонал);

— ведутся журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые вносятся сведения о выполненных работах по техническому обслуживанию и исполнителях.

4.2.2 В процессе технического обслуживания осуществляется:

1) поддержание в исправном состоянии всего оборудования, строительных и других конструкций сетей, проводя их своевременный осмотр и профилактический ремонт;

2) обслуживание оборудования сетей, в том числе теплоисточников, находящихся на балансе предприятия тепловых сетей, наблюдение за работой теплопроводов, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств автоматики, СДТУ и защит, электротехнического оборудования, устройств защиты от электрохимической коррозии и других элементов оборудования, своевременное устранение всех замеченных дефектов, осмотров и обходов оборудования по графику;

3) устранение излишних потерь путем удаления скапливающейся в каналах и камерах воды, ликвидации проникновения грунтовых и верховых вод в камеры и каналы, своевременное выявление и восстановление разрушенной тепловой изоляции и покровного слоя;

4) удаление воздуха из теплопроводов через воздушники, ликвидация присосов воздуха в сети, поддержание необходимого избыточного давления во всех точках сети и системах потребителей;

5) поддержание чистоты в камерах и проходных каналах, недопущение возможности проникновения в них посторонних лиц;

6) принятие мер к предупреждению, локализации и ликвидации неполадок и аварий в сетях;

7) проведение по графику испытаний сетей на гидравлическую плотность, максимальную температуру, тепловые и гидравлические потери, на наличие потенциалов блуждающих токов и т.п.;

8) осуществление контроля за техническим состоянием тепломеханического оборудования тепловых пунктов и его регулировкой;

9) проведение контроля состояния строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземных прокладках сетей путем профилактических плановых шурфовок, термографического обследования состояния теплотрасс с применением «тепловизора» и других методов диагностирования.

4.3 Плановый ремонт

4.3.1 Необходимость проведения планового ремонта определяется фактическим состоянием сети, обеспечением надежного и экономичного теплоснабжения, необходимостью увеличения отпуска тепла, улучшения гидравлических режимов, снижением стоимости транспорта тепла и т.д.

4.3.2 Периодичность планового ремонта определяют конструктивные особенности сети, применяемые материалы, уровень эксплуатационно-технического обслуживания действующих сетей и т.п.

4.3.3 Плановый ремонт сетей подразделяется на:

— текущий ремонт;

— капитальный ремонт.

4.3.4 В течение отопительного сезона в сетях выявляются дефекты, подлежащие устранению при текущем ремонте.

4.3.5 Текущий ремонт сетей проводится ежегодно по графику после окончания отопительного сезона.

Сроки ремонта ответвлений должны совмещаться со сроками ремонта магистральных тепловых сетей.

4.3.6 График ремонтных работ составляется, исходя из одновременного ремонта трубопроводов сети и тепловых пунктов, а также ревизии и ремонта головных задвижек, оборудования схем подготовки подпиточной воды и расходомерных устройств на выводах теплоисточников.

4.3.7 Для проведения текущего ремонта вся сеть может быть разбита на отдельные участки для возможности выполнения работ в сроки, согласованные с городскими жилищными организациями.

4.3.8 График текущего ремонта сети составляется с учетом проведения ремонтных работ на теплоисточниках и согласовывается с теплоисточниками, предприятиями, обслуживающими теплопотребляющие установки, с местными органами власти и утверждается генерирующей компанией.

4.3.9 При проведении текущего ремонта выполняются, в основном, следующие работы:

1. Каналы, камеры, павильоны, опоры и эстакады

1.1. Устранение отдельных неплотностей в стенах проходных каналов и камер, заделка отдельных выпадающих кирпичей, частичный ремонт отмостки и кровли.

1.2. Смена отдельных ходовых скоб.

1.3. Ремонт лестниц, площадок и ограждений с подваркой металлоконструкций.

1.4. Восстановление окраски металлоконструкций.

1.5. Очистка попутных дренажей и водовыпусков от ила.

1.6. Восстановление и заделка разрушенных люков.

2. Трубопроводы, арматура и оборудование сетей, насосных станций

2.1. Замена отдельных труб или поврежденных участков, устранение выявленных дефектов.

2.2. Сварка или подварка отдельных стыков труб.

2.3. Частичный ремонт тепловой изоляции (до 5% общей длины участка трубопроводов) с восстановлением антикоррозионных покрытий и окраски.

2.4. Вскрытие и ревизия запорной, дренажной, воздухоспускной и регулирующей арматуры (задвижек, вентилей, регулирующих, обратных, предохранительных и редукционных клапанов), ремонт этой арматуры со сменой отдельных деталей, притирка дисков или золотников; набивка или смена сальниковых уплотнителей, смена прокладок и подтяжка болтов сальниковых и фланцевых соединений.

2.5. Ревизия и мелкий ремонт насосов, вскрытие, осмотр дисков, смена набивки сальниковых уплотнителей, смена подшипников.

2.6. Ревизия и мелкий ремонт электрических, электромагнитных и гидравлических приводов запорной и регулирующей арматуры, электродвигателей насосов и пусковой аппаратуры к ним без смены деталей.

2.7. Вскрытие и очистка грязевиков, фильтров, конденсационных и аккумуляторных баков.

2.8. Ремонт приборов контроля, аппаратуры автоматики, регулирования, защиты, телеизмерения и управления и их замена;

2.9. Ремонт элементов электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

2.10 Комплексное опробование насосных станций перед началом отопительного сезона для определения качества ремонта, правильности работы и взаимодействия всего тепломеханического и электротехнического оборудования, средств контроля, автоматики, телемеханики и защиты.

4.3.10 К капитальному ремонту относятся работы, при проведении которых восстанавливается изношенное оборудование и конструкции, или они заменяются более прочными и экономичными, улучшающими эксплуатационные качества ремонтируемых сетей.

4.3.11 Капитальный ремонт, как правило, производится в летний период по заранее составленному для каждой магистрали и района сети в целом плану-графику, согласованному с местными органами власти и утвержденному генерирующей компанией.

Капитальный ремонт может производиться круглогодично при условии обеспечения потребителей тепловой энергией.

4.3.12 Капитальный ремонт тепловых сетей проводится, исходя из фактического состояния сетей, на основании аварийных актов, актов диагностического (инструментального) обследования сетей, статистики и анализа повреждений, циркуляров и др.

4.3.13 Перечень основных работ, проводимых при капитальном ремонте тепловых сетей:

1. Каналы, камеры и опоры надземных прокладок

1.1. Восстановление поврежденных или смена пришедших в негодность строительных конструкций каналов, камер, павильонов, смотровых колодцев и опор надземных прокладок.

1.2. Восстановление поврежденных, смена пришедших в негодность или прокладка дополнительных дренажей из камер и каналов, а также попутных дренажей для понижения уровня грунтовых вод на действующих сетях.

1.3. Полная или частичная смена гидроизоляции каналов и камер.

1.4. Восстановление или смена подвижных и неподвижных опор, а также системы креплений трубопроводов при надземных прокладках, на эстакадах и искусственных сооружениях (мостах, путепроводах).

1.5. Вскрытие и очистка каналов от заиливания с восстановлением изоляции.

1.6. Смена металлических спускных лестниц в камерах и на эстакадах или более 50% ходовых скоб.

1.7. Смена люков.

2. Трубопроводы, арматура, оборудование тепловых сетей и насосных станций

2.1. Смена пришедших в негодность трубопроводов с увеличением, в необходимых случаях диаметра труб (не более чем на два типоразмера), применение компенсаторов, запорной арматуры и других устройств более совершенных конструкций, более совершенных типов теплоизоляционных конструкций, а также отклонения при необходимости от существующей трассировки.

2.2. Полная или частичная замена тепловой изоляции, восстановление и нанесение вновь антикоррозионного покрытия и гидроизоляции на действующие трубопроводы.

2.3. Смена или установка дополнительных задвижек или другой запорной арматуры, компенсаторов и фасонных частей или их ремонт со сменой изношенных деталей.

2.4. Смена пришедшей в негодность регулировочной и предохранительной арматуры и автоматических устройств, средств автоматики, телемеханики и связи или ремонт со сменой основных изношенных деталей.

2.5. Смена или ремонт со сменой деталей электрических, электромагнитных, гидравлических и других приводов задвижек, авторегуляторов, насосов , а также пусковой аппаратуры к ним.

2.6. Смена или ремонт со сменой деталей силовой и осветительной аппаратуры и шкафов рабочего освещения в камерах, каналах, коллекторах, павильонов, на эстакадах и насосных станциях.

2.7. Смена и ремонт со сменой деталей насосов, грязевиков, конденсатоотводчиков, аккумулирующих емкостей и другого тепломеханического оборудования насосных и аккумуляторных станций.

2.8. Ремонт, дооборудование и смена тепловых щитов и теплоизмерительных приборов.

2.9. Ремонт со сменой негодных деталей и сооружение на действующих сетях устройств для защиты от электрохимической коррозии.

2.10. Ликвидация перекосов арматуры, образовавшихся в результате осадок трубопроводов при бесканальной прокладке, связанная с переваркой конструкций трубопровода (компенсаторов, фланцевых соединений, ответвлений) или опор.

2.11. Очистка внутренней поверхности труб и тепломеханического оборудования от накипи и продуктов коррозии механическим или химическим путем.

4.3.14 Сметы на капитальный ремонт утверждаются главным инженером предприятия тепловых сетей.

4.4 Техническая документация

4.4.1 Ремонтная документация должна содержать требования нормативных документов и предписаний Госгортехнадзора и РАО «ЕЭС России», Правил по охране природы, безопасности труда, пожарной безопасности и др., требования эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информационных сообщений и писем заводов-изготовителей оборудования.

Нормативно-техническая и технологическая документация на ремонт оборудования должна соответствовать требованиям государственных стандартов, строительных норм и правил, правил, норм и инструкций по безопасности труда, стандартов и руководящих документов, действующих в отрасли.

4.4.2 Ремонт оборудования сетей (насосы, арматура, КИП и автоматика, электрооборудование и др.) производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации.

К нормативно-технической документации относятся действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики.

К технологической документации относятся документы, разработанные в соответствии с государственными стандартами ЕСТД, рекомендациями Госстандарта и руководящими документами отрасли.

4.4.3 Капитальный ремонт собственно тепловых сетей (теплопроводы, строительные конструкции и др.) производится по следующей ремонтной документации:

выполняемой проектной организацией или предприятием тепловых сетей:

— проект капитального ремонта и смета;

— проект организации строительства;

— проект организации дорожного движения (при необходимости)

выполняемой подрядной строительной организацией или предприятием тепловых сетей:

— проект производства работ;

— исполнительная документация.

4.4.4 Ремонтная документация разрабатывается в соответствии со следующими нормативными документами:

СНиП 1.02.01-95 Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;

СНиП 2.04.07-85 Тепловые сети. Нормы проектирования;

СНиП II-23-81 Стальные конструкции;

СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети;

СНиП 3.05.04-85 Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации.

СНиП II-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составления проектной документации.

ГОСТ 21.605-82. Тепловые сети (тепломеханическая часть). Рабочие чертежи.

СанПиН № 4723-88 Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения.

СП 41-101-95 Проектирование тепловых пунктов. Своды правил по проектированию и строительству к СНиП 2.04.07-85.

4.4.5 Проект — это совокупность документов (расчеты, чертежи и др.), по которым осуществляется новое строительство и капитальный ремонт тепловых сетей.

В состав проекта входят:

— общая пояснительная записка;

— общие указания к проекту прокладки сети;

— ведомость согласований;

— ведомость потребности в материалах;

— спецификация оборудования и сметы;

— техническое задание на проектирование;

— паспорт проекта;

— дендроплан;

— меры пожарной безопасности.

Чертежи:

— ситуационный план;

— план трассы;

— продольный профиль;

— технологический план и схемы узлов;

— строительная и технологическая части камер;

— узлы трубопроводов и неподвижные опоры;

— узлы пересечения теплотрассы с инженерными коммуникациями (водопровод, канализация, газопровод, кабельные линии, связь и др.).

В общие указания к проекту прокладки сетей включаются разделы:

1) общая часть;

2) трасса теплопроводов и строительные конструкции;

3) изоляция теплопроводов;

4) требования к качеству труб и производству работ;

5) защита от наружной коррозии;

6) указания по промывке теплопроводов;

7) условия строительства и пуска в эксплуатацию;

8) благоустройство территории.

4.4.6 В проекте организации строительства указываются:

— зона производства работ;

— необходимость и организация водопонижения;

— типы крепления откосов каналов;

— места складирования вынутого грунта;

— объездные дороги;

— перенос контактных сетей городского транспорта;

— площадка для размещения бытовых помещений для персонала и т.п.

4.4.7 В проекте производства работ указываются:

— очередность производства работ;

— размеры ограждаемых территорий;

— места складирования строительных конструкций, трубопроводов и материалов;

— размещение строительных машин и механизмов и схем их движения;

— схема размещения бытовых помещений персонала;

— подъездные дороги и схемы транспортных потоков;

— освещение зоны работ;

— установка предупредительных знаков;

— схема разработки грунта и т.п.;

— меры пожарной безопасности.

4.4.8 Исполнительная документация состоит из:

— исполнительных чертежей;

— актов на скрытые работы;

— сертификатов и паспортов на материалы и оборудование;

— актов на выполнение работы и т.п.

4.4.9 Проекты на капитальный ремонт сетей разрабатываются проектными организациями или предприятиями тепловых сетей в соответствии с утвержденными заданиями на проектирование.

4.4.10 Проекты, связанные с раскопками, подлежат обязательному согласованию с организациями, эксплуатирующими подземные инженерные коммуникации (по требованию отдела подземных сооружений — ОПС), организациями — юридическими владельцами, на территории которых предусматривается производство работ, в части планово-высотного положения подземных сооружений и методов производства работ, обеспечивающих сохранность зданий и сооружений, расположенных в непосредственной близости от мест разрытий для прокладки сетей.

4.4.11 Проекты на капитальный ремонт сетей согласовываются со следующими основными организациями:

1) с Управлением государственного контроля, охраны и использования памятников истории и культуры (по требованию ОПС) — при проектировании и строительстве в охранной зоне и в непосредственной близости от зданий и сооружений, охраняемых государством и известных археологических объектов;

2) с эксплуатационными организациями: Горгаз, Городская кабельная сеть, Горводопровод, Городская телефонная сеть и т.д.

3) с отделами городского управления благоустройства при проектировании и строительстве в зоне зеленых насаждений;

4) с местными органами власти, занимающимися вопросом охраны и контроля состояния экологической среды;

5) с отделением железной дороги при проектировании и строительстве в полосе отвода территории железной дороги;

6) с УГИБДД и предприятиями по эксплуатации дорог при проектировании и строительстве на городских магистралях, улицах, при разрытии дорожных покрытий и ограничении движения транспорта.

В отдельных случаях ОПС имеет право потребовать дополнительного согласования, если это связано с необходимостью обеспечения сохранности действующих подземных сооружений.

4.4.12 Представляемые на согласование в ОПС проекты должны содержать топографический план, профиль сооружения с данными о гидрогеологических условиях строительства, основные конструктивные чертежи и необходимые технические решения по обеспечению сохранности подземных и наземных зданий и сооружений и археологических объектов, расположенных в зоне строительства.

4.4.13 Изменение планово-высотного положения проектируемой сети в процессе строительства согласовывается с ОПС.

4.4.14 Все вносимые в ранее согласованные проекты изменения в процессе строительства, в части планового и высотного положения сети, применяемых материалов и конструкций, условий производства работ согласовываются до начала выполнения работ с проектной организацией, энергопредприятием, эксплуатационными и другими заинтересованными организациями, а также с ОПС.

4.4.15 Проект организации строительства разрабатывается проектной организацией одновременно с ремонтной документацией и проходит согласование со всеми заинтересованными организациями одновременно с проектом.

4.4.16 Проект производства работ разрабатывается организацией, выполняющей капитальный ремонт сетей, согласовывается с субподрядными организациями и утверждается строительной организацией.

4.4.17 В проектах производства работ и в проектах организации строительства на прокладку и переустройство сетей должны предусматриваться мероприятия по очередности перекладки подземных сооружений и коммуникаций, мероприятия, обеспечивающие сохранность наземных и подземных сооружений (в том числе известных археологических объектов) и зеленых насаждений, расположенных в зоне строительства.

4.4.18 В проекте производства работ для мест интенсивного движения транспорта и пешеходов указываются порядок и очередность выполнения работ, обеспечивающих безопасность движения.

4.4.19 При работах на улицах города проект производства работ должен содержать схемы изменения движения транспорта и пешеходов, согласование с управлением ГИБДД и Гортранса.

4.4.20 Проекты организации строительства и производства работ разрешается разрабатывать только на топографических планах масштаба 1:500 и 1:2000, изготовленных Горгеотрестом. Проектирование на планах (выкопировках) с топографических планов, выполненных другой организацией, без проверки Горгеотреста запрещается.

На топографических планах наносятся все существующие и ранее запроектированные подземные и наземные сооружения, красные линии, планировочные отметки и поперечные профили проектируемых проездов.

4.4.21 При наличии агрессивных грунтов и подземных вод, повышенных потенциалов и «блуждающих» токов во всех проектах на прокладку сетей должны быть предусмотрены необходимые мероприятия, обеспечивающие долговечность и сохранность их от коррозии.

4.4.22 Прокладка и переустройство подземных сооружений могут осуществляться открытым или закрытым способом.

Целесообразность применения того или иного способа должна определяться проектом с учетом местных условий и экономической целесообразности.

В центральной части города, а также на улицах и площадях с усовершенствованным дорожным покрытием, интенсивным движением транспорта и пешеходов, способ прокладки определяется с участием заказчика, подрядчика и владельца территории или дороги. При этом преимущество должно отдаваться закрытым способам (в щитовых тоннелях и коллекторах, в футлярах, проложенных способом продавливания и прокола).

4.5 Планирование ремонта

4.5.1 Планирование ремонта включает в себя разработку перспективных планов и годовых графиков ремонта по форме приложения 33.

4.5.2 На все виды ремонта оборудования, зданий и сооружений сетей составляются перспективные планы и годовые графики проведения работ.

4.5.3 Перспективные планы составляются предприятиями тепловых сетей сроком на 5 лет на основании заявок эксплуатационных районов, действующих нормативов и состояния оборудования.

4.5.4 Перспективные планы утверждаются предприятиями тепловых сетей и до 1 марта предшествующего планируемому периоду года направляются в генерирующую компанию.

К перспективному плану прилагается график ремонтов на планируемый период.

4.5.5 Перспективный план служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам.

4.5.6 В соответствии с перспективным планом ремонта сетей предприятие тепловых сетей до 1 сентября предыдущего года передает соответствующим проектным организациям задания на проектирование и другие исходные материалы.

Одновременно в Геоконторе Горкомархитектуры заказывается геоподоснова будущей трассы и запрашиваются техусловия смежных организаций. Все эти материалы должны быть получены не позднее 1 января года выполнения проекта.

4.5.7 Годовой план ремонта составляется предприятием тепловых сетей на основании перспективного плана, предложений подразделений и с учетом фактического технического состояния сетей.

Состояние сетей определяется по анализу повреждений, происшедших за время их эксплуатации, данным анализа результатов ежегодно выполняемых плановых и внеплановых шурфовок, проведением термографического обследования состояния теплотрасс (с применением «тепловизора») и других методов диагностирования.

4.5.8 Подписанный предприятием тепловых сетей годовой план ремонта сетей направляется для утверждения в генерирующую компанию до 1 сентября предшествующего года, к годовому плану прилагается график ремонта.

4.5.9 В соответствии с планом ремонта сетей в январе планируемого года отделом (службой) по подготовке ремонтов с привлечением диспетчерской службы, эксплуатационных районов и других отделов и служб предприятия тепловых сетей составляется сводный график отключений сетей на капитальный ремонт.

Этот график утверждается генерирующей компанией, после чего, не позже 1 апреля, согласовывается с местными органами власти.

4.6 Подготовка к ремонту

4.6.1 Подготовка к ремонту — это разработка и выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, которые должны обеспечить высокое качество ремонтных работ, выполнение их в установленные сроки, оптимальные трудовые и материальные затраты. Разработка мероприятий, в том числе проекты организации строительства и проекты производства работ и сроки их выполнения предусматриваются в планах подготовки к ремонту.

4.6.2 В проектах производства работ на перекладку сетей в зоне зеленых насаждений на территории сельскохозяйственных угодий и в других местах, где имеется плодородный слой растительной земли, предусматривается срезка этого слоя и использование его для озеленения и последующего восстановления плодородия почвы на данном объекте.

4.6.3 Восстановление дорожных покрытий в зимний период выполняется по специально разработанному проекту производства работ, обеспечивающему необходимое качество устройства основания.

4.6.4 На производство земляных работ, связанных с проведением планового ремонта сети до начала ремонта оформляется специальное разрешение (ордер). Ордер выдает административная инспекция местного органа власти на основании согласований дорожно-эксплуатационных организаций только лицам инженерно-технического состава (начальник участка, старший прораб, прораб, мастер), допущенным к производству строительных работ.

4.6.5 Для получения ордера на производство земляных работ строительная или ремонтная организация представляет в административную инспекцию следующие материалы:

1) рабочую документацию, рабочие проекты, согласованные ОПС и местными органами власти;

2) проект производства, включая работы в зоне расположения кабельных и воздушных линий электропередачи и линий связи, транспортных и железнодорожных путей и других ответственных сооружений с указанием сроков производства работ, ограждаемых территорий и мероприятия по сохранности подземных и наземных сооружений, расположенных в зоне ремонта, согласованный с соответствующими эксплуатационными организациями в части методов ведения работ и утвержденный главным инженером ремонтной организации;

3) схему организации движения городского транспорта и пешеходов на период проведения ремонтных работ, разработанную проектной организацией и согласованную с заинтересованными организациями;

4) обязательства (договор) управлений дорожного хозяйства и благоустройства, других организаций по восстановлению дорожных покрытий;

5) согласование с управлением «Горзеленхозстрой» объемов работ по пересадке (вырубке) зеленых насаждений и мероприятий по их защите и восстановлению в зоне ремонта;

6) уведомление:

— предприятия «Горгаз» — о мероприятиях по сохранности подземных газопроводов и защите газовых сетей от коррозии;

— организаций кабельных сетей — о сохранности высоковольтных кабельных линий;

— организаций Городской связи — о сохранности линий связи.

4.6.6 В ордере указываются:

— фамилия, имя, отчество, должность лица, ответственного за ведение работ;

— срок выполнения работ на объекте, в том числе на проезжей части улиц, увязанный с представленным проектом производства работ;

— организации, на которые возлагаются работы по восстановлению дорожных покрытий, зеленых насаждений, благоустройства прилегающих территорий и сроки их выполнения;

— организации, представители которых должны быть вызваны на место до начала земляных работ для уточнения местоположения действующих подземных сооружений.

4.6.7 Административная инспекция выдает ордер на производство работ, связанных с разрытием, на плановый срок, но в пределах срока действия согласования проекта ОПС.

Если в указанные сроки работы не могут быть выполнены, предприятие тепловых сетей не позднее, чем за месяц до истечения срока согласования, пересогласовывает проект в ОПС, а ремонтная организация — продляет срок действия ордера в Административной инспекции.

4.6.8 Проведение капитального ремонта не должно приводить к нарушению нормального теплоснабжения потребителей тепловой энергии или время перерыва теплоснабжения должно быть минимальным. Срок перерыва должен быть согласован с местным органом самоуправления.

4.6.9 В техническом задании на разработку документации для проведения капитального ремонта сети должны быть даны указания о необходимости обеспечения теплоснабжения потребителей, получающих тепло от этого участка.

4.6.10 При невозможности обеспечить потребителей нормальным теплоснабжением на все время планового ремонта в проектной документации должно быть предусмотрено строительство временного теплопровода (байпаса), прокладываемого, как правило, параллельно существующей трассе и наземно.

4.6.11 Диаметр временного теплопровода определяется расчетом.

При выполнении планового ремонта в летнее время байпас может быть меньшим диаметром, чем основной теплопровод.

4.6.12 До вывода участка сети в плановый ремонт должно быть закончено сооружение временного байпаса и на него переключены все потребители.

4.6.13 После окончания планового ремонта теплосети временный байпас должен быть убран, а территория, по которой он проходил, приведена в порядок.

4.6.14 Все объекты планового ремонта обеспечиваются необходимыми материалами, оборудованием и запасными частями, согласно ремонтной документации и заявкам в соответствии с утвержденным годовым графиком.

4.6.15 При установлении необеспеченности планового ремонта материальными и финансовыми ресурсами вопрос о начале ремонта, его продолжительности в объеме ремонтных работ передается на решение в энергосистему.

4.6.16 Координация и согласование размещения подземных сооружений на территории города осуществляется ОПС или другими службами Горкомархитектуры.

4.6.17 Ремонт и переустройство подземных сооружений может осуществляться открытым и закрытым способами, целесообразность применения того или другого способов должны определяться в каждом конкретном случае проектом, с учетом местных условий.

4.6.18 Разрытия для ремонта и переустройства сетей (кроме аварийных случаев) на центральных площадях и улицах города, а также на основных магистралях, могут производиться только с разрешения местных органов власти по представлению соответствующих обоснований службами Горкомархитектуры, Административной инспекции и Управления ГИБДД.

4.6.19 Ремонт и переустройство подземных сетей, выполнение всех других работ, связанных с разрытиями, осуществляется по проектам, согласованным и утвержденным в установленном порядке энергопредприятием, при его техническом надзоре и при авторском надзоре проектной организации с соблюдением следующих основных нормативных документов:

1) строительных норм и правил — правила производства и приемки работ, техника безопасности в строительстве и др.;

2) правил охраны линий связи;

3) правил охраны высоковольтных электрических сетей;

4) правил безопасности в газовом хозяйстве СО 153-34.03.356-00 (ПБ 12-368-00);

5) правил устройства электроустановок (ПУЭ) СО 153-34.20.120-2003;

6) других Федеральных и ведомственных нормативных документов на проектирование, строительство и приемку в эксплуатацию подземных инженерных сооружений.

4.6.20 Все проекты на ремонт и переустройство сетей в зоне расположения линий метрополитена согласовываются с эксплуатационными службами городского метрополитена, а на пересечении с проектируемыми трассами метро — с институтом «Метрогипротранс».

4.6.21 Ликвидируемые подземные сооружения сетей, как правило, извлекаются из грунта. При значительной трудоемкости, высокой стоимости работ по извлечению или другим причинам, они могут быть, по согласованию с ОПС, оставлены в грунте при условии освобождения сооружений от сетевой воды, демонтажа запорной арматуры, разборки камер и колодцев на глубину не менее 1 метра, тщательного заполнения всех пустот сооружений песком или песчаным грунтом. Все выполненные работы отражаются на исполнительных чертежах, которые передаются в ГорГеотрест.

Выполнение указанных работ предусматривается в проектах на переустройство сетей, прокладываемых взамен ликвидируемых, или в отдельных проектах.

4.7 Вывод в ремонт и производство ремонта

4.7.1 Вывод в ремонт оборудования и сооружений и ввод их в работу производятся по диспетчерским заявкам.

4.7.2 Началом ремонта оборудования считается момент отключения его от сети. При выводе оборудования в ремонт из резерва, началом ремонта считается время диспетчерского разрешения на вывод его в ремонт.

4.7.3 До вывода в плановый ремонт подготавливается трасса сети: вырубаются или пересаживаются зеленые насаждения, убираются временные постройки, строятся объездные дороги и т.п.

4.7.4 Перед отключением сети производится:

— перевод теплоснабжения потребителей от специально построенного временного теплопровода или от других тепломагистралей;

— после получения разрешения диспетчера на вывод в ремонт тепловой сети эксплуатационный персонал производит все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ, производит опорожнение трубопроводов сети и выдает общий наряд-допуск на ремонт тепловой сети.

4.7.5 В процессе проведения ремонта руководители предприятий и организаций, участвующих в ремонте, обеспечивают:

— выделение необходимых строительных машин и механизмов;

— своевременную доставку на объект необходимых материалов, оборудования и запасных частей;

— своевременную выдачу бригадам производственных заданий;

— обеспечение стабильности и достаточной квалификации ремонтного персонала;

— выполнение исполнителями ремонта требований технологической и ремонтной документации;

— соблюдение производственной и трудовой дисциплины, правил пожарной безопасности, правил охраны труда.

4.7.6 Ремонтные организации отвечают за сроки начала и окончания, качество выполненных ремонтных работ, технологическую, производственную и трудовую дисциплину, а также за соблюдение правил техники безопасности и противопожарной безопасности своим персоналом.

4.7.7 В случае нарушения ремонтной организацией порядка и сроков производства работ по выданному ордеру административная инспекция имеет право прекратить действие указанного ордера и не выдавать этой организации ордеров на новые работы до завершения ею начатых работ или ставить вопрос перед предприятием тепловых сетей о прекращении финансирования объекта.

4.7.8 С целью повышения уровня проектной документации, качества проведения работ и приемки в эксплуатацию законченных строительством и капитальным ремонтом сетей на предприятии тепловых сетей могут организовываться группы по проведению технического надзора.

4.7.9 Основными производственными задачами группы технического надзора являются:

1) рассмотрение, анализ и выдача замечаний по поступившим проектным заданиям и рабочим проектам на строительство новых и капитальный ремонт существующих сетей, а также специальных инженерных сооружений на них (дюкера, щитовые тоннели, мостовые переходы, насосные станции и др.);

2) согласование указанной документации после внесения исправлений на основании замечаний;

3) решение вопросов, возникающих в процессе строительства и ремонта, и требующих изменения принятых проектных решений;

4) ведение постоянного пооперационного технического надзора за качественным производством работ при новом строительстве и капитальном ремонте сетей;

5) контроль выполнения работ на объектах в полном объеме утвержденной документации, не допуская отклонений от них;

6) непосредственное участие в комиссиях по приемке объектов в эксплуатацию;

7) проверка и приемка исполнительной документации на законченные строительством и ремонтом объекты сетей;

8) разработка и представление руководству энергопредприятия предложений и мероприятий, направленных на улучшение качества проектирования, строительства и ремонта сетей, повышение надежности и безопасности их эксплуатации.

4.7.10 В процессе проведения планового ремонта техническим надзором предприятия тепловых сетей осуществляется поэтапный технический контроль за качеством выполнения работ.

4.7.11 Все замечания, выявленные при производстве работ, записываются в журнал производства работ.

4.7.12 В процессе производства работ подлежат промежуточной приемке:

— разбивка трассы;

— устройство оснований траншей и котлованов;

— монтаж строительных конструкций, заделка и омоноличивание стыков;

— гидроизоляция строительных конструкций;

— дренажные устройства;

— укладка трубопроводов;

— сварка трубопроводов и закладных частей сборных конструкций;

— антикоррозионное покрытие труб;

— тепловая изоляция трубопроводов;

— растяжка П-образных и сильфонных компенсаторов;

— сальниковые компенсаторы;

— ревизия и испытания арматуры;

— холодное натяжение трубопроводов;

— очистка внутренней поверхности труб;

— промывка трубопроводов;

— гидравлическое или пневматическое испытание;

— устройство электрозащиты;

— укладка футляров;

— обратная засыпка траншей и котлованов.

— вертикальная планировка, восстановление элементов благоустройства.

4.7.13 Акты промежуточной приемки входят в документацию, предъявляемую при приемке сетей в эксплуатацию.

Формы актов на скрытые работы приведены в приложениях 34, 35, 36, 37, 38, 39.

4.8 Приемка из капитального ремонта

4.8.1 Приемка сетей (участков) после проведения капитального ремонта и реконструкции тепловых сетей осуществляется в соответствии со СНиП 3.01.04-87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения», СНиП 3.05.03-85 «Тепловые сети».

4.8.2 Приемку сетей из капитального ремонта производит комиссия под руководством главного (заместителя главного) инженера энергопредприятия или начальника района.

4.8.3 В состав комиссии для приемки объекта после капитального ремонта входят:

— начальник эксплуатационного района;

— главный инженер (зам. начальника) района;

— представитель организации, производившей ремонт;

— представитель технического надзора;

— мастер линейного участка, обслуживающий этот участок сетей;

— инженер-инспектор по эксплуатации и технике безопасности.

4.8.4 Состав комиссии оформляется приказом по предприятию тепловых сетей.

4.8.5 Руководители работ, предприятий и организаций, участвующих в капитальном ремонте предъявляют приемочной комиссии исполнительную документацию, составленную в процессе проведения работ.

4.8.6 В состав исполнительной документации входит:

1) проектно-сметная документация на капитальный ремонт объекта;

2) приказ Заказчика о назначении приемочной комиссии;

3) акт приемочной комиссии.

Форма акта приемки тепловой сети из капитального ремонта приведена в приложении 40;

4) приложение к акту приемочной комиссии (список замечаний и недоделок);

5) исполнительные чертежи;

6) акт на разбивку теплотрассы;

7) акт на скрытые работы по линейным конструкциям теплотрассы;

8) акт на скрытые работы по камерам;

9) акт на гидравлическое (пневматическое) испытание теплопроводов на прочность и плотность;

10) акт о растяжке компенсаторов;

11) сертификаты на трубы и их изоляцию;

12) паспорта на отводы, переходы, тройники и другие фасонные детали;

13) паспорта на задвижки Ду 500 мм и более и дистанционные электроприводы к ним;

14) паспорта на насосы и электродвигатели;

15) паспорт теплосети (объекта);

16) удостоверения сварщиков;

17) заключение на проведение контроля сварных соединений;

18) журнал технадзора;

19) справка о результатах измерений разности потенциалов «Теплопровод-земля»;

20) акт на приемку «активной» защиты;

21) акт на приемку электрических работ в объеме проекта;

22) акт на выполнение работ по автоматике, телемеханике и кабелям связи;

23) акт на выполнение работ по дренажным насосным станциям;

24) протоколы опробования и испытаний отдельных видов оборудования;

25) акт на приемку грузоподъемных механизмов;

26) акты входного контроля запасных частей и материалов, в т.ч. сварочных;

27) акты проверки на герметичность запорной арматуры;

28) акты на заварку контрольного сварного стыка;

29) ведомость дефектов;

30) справка технического надзора о ликвидации недоделок и замечаний по акту рабочей комиссии.

При капитальном ремонте спецсооружений, коллекторов, дюкеров, мостовых переходов, мостовых путепроводов, щитовых проходок и т.п. должны быть ликвидированы все отклонения от проектной документации.

4.8.7 В состав исполнительных чертежей входят:

— ситуационный план в М = 1:2000;

— план теплотрассы, дренажей и водостоков в М=1:500;

— профили теплотрассы, дренажей и водостоков в масштабах: вертикальный 1:50 (1:100) и горизонтальный — 1:500;

— схема сварных стыков (без масштаба);

— чертежи камер и узлов в М=1:20;

— чертежи по прокладке тепловых сетей в мостовых путепроводах, мостах, щитовых проходках, дюкерах и т.п.;

— при наземной прокладке чертежи высоких и низких опор и конструктивные чертежи неподвижных опор;

— узлы пересечения с подземными коммуникациями (водопровода, канализации, теплосети, водостока и т.п.).

4.8.8 Исполнительные чертежи должны отвечать следующим требованиям:

1) выполняться в 4-х экземплярах, в том числе один экземпляр на кальке;

2) должны быть проверены инженером и геодезистом технадзора и иметь штамп согласования с ОПС;

3) при сдаче на проверку представляются рабочие чертежи проекта по объекту в целом, с внесенными в них изменениями в процессе ремонта и строительства и их согласованиями;

4) в правой части исполнительного чертежа производитель работ делает надпись «Отклонений от проекта не имеется» или перечисляет допущенные отклонения от проекта с указанием даты и номера согласования;

5) в штампе исполнительных чертежей следует указать наименование и адрес объекта, название проектной организации, название организации, проводившей работы, номер и дату согласования проекта с ОПС, номер заказа проекта и дату выпуска проекта, номер ордера и дату выдачи права на производство работ, даты начала и окончания работ;

6) чертежи должны быть подписаны руководителем организации, проводившей работы, производителем работ и геодезистом, производившим привязку и нивелировку построенной трассы.

Подписи заверяются печатью организации.

Исполнительные чертежи принимаются представителем предприятия тепловых сетей.

4.8.9 По результатам осмотра объекта, испытаний, проверки и анализа предъявленной документации приемочная комиссия дает разрешение на включение сети в работу.

4.8.10 Операции по включению сети в работу производятся эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт, по распоряжению главного инженера предприятия тепловых сетей или ответственного за эксплуатацию трубопровода.

Распоряжение оформляется записью в оперативном журнале диспетчера.

4.8.11 Окончанием капитального ремонта считается время включения сети и установление в ней циркуляции сетевой воды, а если участок по режимным условиям не включается в работу, то время окончания ремонта устанавливается приемочной комиссией.

4.8.12 Тепловая сеть проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 часов.

4.8.13 Испытания под нагрузкой производятся при постоянной работе сети по нормальной эксплуатационной схеме с доведением нагрузки до номинальной.

Если номинальная нагрузка и параметры не могут быть достигнуты по независящим от предприятия тепловых сетей причинам, то предельные параметры и нагрузка устанавливаются по режиму работы сети и оговариваются в акте приемки.

Если по условиям эксплуатации включение сети в работу не производится, то она принимается без испытания под нагрузкой по результатам проверки исполнительной документации.

В этом случае предприятие тепловых сетей и исполнитель ремонта согласовывают дополнительные условия приемки сети. При этом выявленные при пуске дефекты устраняются ремонтной организацией вне зависимости от срока включения.

4.8.14 Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе сети с номинальной нагрузкой или обнаруженные дефекты (непровар стыка, свищи, деформация неподвижной опоры, перекос стакана компенсатора и т.п.) требуют немедленного останова, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов.

Все обнаруженные дефекты, которые не требуют немедленного останова, устраняются исполнителем в сроки, согласованные с предприятием тепловых сетей.

4.8.15 Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе сети, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного отключения, то комиссия принимает решение о приемке из ремонта.

Результаты работы комиссии оформляются актом по форме приложения 40.

К акту по приемке сети могут быть приложены протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно предприятием тепловых сетей и исполнителем ремонта и отражающие:

— перечень работ, выполненных сверх запланированного объема;

— перечень невыполненных работ, предусмотренных согласованной ведомостью объемов работ (проектной документации) и причины их невыполнения;

— перечень руководящих документов, требования которых выполнены в процессе ремонта;

— перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонения и др.

4.8.16 После окончания приемо-сдаточных испытаний осуществляется подконтрольная эксплуатация сети в течение 30 календарных дней с момента ее включения.

В период подконтрольной эксплуатации проводится проверка работы сети, необходимые испытания и наладка.

Окончательное оформление актом приемки в эксплуатацию законченной ремонтом сети производится по представлению документов:

— справки от ГорГеотреста о принятии в геофонд исполнительных чертежей;

— справок от организаций управления дорожного хозяйства и благоустройства о восстановлении дорожных покрытий и благоустройстве и от «Горзеленхоза» о восстановлении зеленых насаждений.

4.8.17 Предприятия тепловых сетей, имеющие подземные сооружения, после приемки капитально отремонтированных подземных сетей с сооружениями на них (колодцы, шахты, коллекторы) извещают об этом эксплуатационные организации «Горгаз» для осуществления контроля за загазованностью подземных сооружений.

4.8.18 Предприятие тепловых сетей устанавливает в договорах с Подрядчиком гарантийный срок не менее одного года и порядок устранения дефектов, возникших по вине Подрядчика.

5 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

5.1 Общие положения

5.1.1 При эксплуатации электрических сетей должны производиться техническое обслуживание и ремонт.

Техническое обслуживание состоит из комплекса работ и мероприятий по поддержанию работоспособности и исправности линий электропередачи и подстанций. Ремонт состоит из комплекса работ и мероприятий по восстановлению исправности и работоспособности, восстановлению ресурса объектов электрической сети и их элементов.

Комплексы работ, направленные на обеспечение надежности электрических сетей, надежной их эксплуатации, проводятся с определенной периодичностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплексы работ включают:

— проведение технического обслуживания и планового ремонта, аварийно-восстановительного ремонта;

— накопление и изучение опыта эксплуатации;

— установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов, периодичности технического обслуживания, учитывающей конкретные условия эксплуатации;

— внедрение прогрессивных форм организации и управления техническим обслуживанием и ремонтом;

— внедрение передовых методов работ на электроустановках и оборудовании комплексной механизации, прогрессивной технологии;

— внедрение специализации ремонтных работ;

— контроль качества выполняемых работ по ремонту и качества отремонтированного оборудования;

— своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;

— анализ параметров и показателей технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

5.1.2 Поддержание в работоспособном состоянии, техническое обслуживание и ремонт электрических сетей возложено на структурные единицы: в ОАО «Федеральная сетевая компания ЕЭС» — на предприятия магистральных электрических сетей; в региональных сетевых компаниях и АО-энерго — на предприятия электрических сетей; в разделе 5 для указанных структурных подразделений принято единое сокращение — ПЭС.

В период создания региональных сетевых и управляющих компаний их функции по предприятиям, входящим в состав АО-энерго, осуществляет АО-энерго.

5.1.3 В соответствии с конструктивными особенностями, технологией и условиями производства работ, структурой управления электросетью рекомендуется следующая специализация персонала ПЭС, осуществляющего техническое обслуживание и ремонт электрических сетей:

— техническое обслуживание и ремонт воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 220-750 кВ*;

— техническое обслуживание и ремонт ВЛ 35-110 (220) кВ;

— ремонт подстанций напряжением 220-750 кВ*;

__________________

* Специализация персонала, выполняющего техническое обслуживание и ремонт ВЛ напряжением 220 кВ и выше, подстанций напряжением 220 кВ и выше, а также схем управления соответствующими производственными подразделениями, указаны для предприятий Межсистемных электрических сетей.

— ремонт подстанций напряжением 35-110 (220) кВ;

— техническое и оперативное обслуживание подстанций напряжением 220-750 кВ;

— техническое и оперативное обслуживание, ремонт подстанций напряжением 35-110 (220) кВ;

— техническое и оперативное обслуживание линий электропередачи 6-20 (35) кВ и сетевых трансформаторных подстанций (ТП) 6-35/0,38 кВ;

— оперативное обслуживание объектов распределительных сетей;

— ремонт ВЛ 0,38-20 кВ;

— ремонт ТП 6-35/0,38 кВ, секционирующих и распределительных пунктов 6-20 кВ;

— техническое обслуживание и ремонт кабельных линий;

— техническое обслуживание и ремонт средств релейной защиты и электроавтоматики;

— техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления;

— техническое обслуживание, ремонт, метрологический контроль и обеспечение поверки или калибровки средств измерений;

— испытание изоляции и защита от перенапряжений;

— техническое обслуживание и ремонт средств механизации и транспорта.

5.1.4 Управление техническим обслуживанием и ремонтом целесообразно осуществлять следующим образом.

Производственные подразделения по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ напряжением 220 кВ и выше или ВЛ 35-110 (220) кВ входят в состав службы линий, подчиненной техническому руководителю (главному инженеру) ПЭС. В тех случаях, когда ВЛ 35-110 кВ, как и другие электроустановки закреплены за районами электрических сетей (территориальная схема управления), указанные производственные подразделения административно подчинены руководству района, а в техническом отношении — службе линий.

Производственные подразделения по техническому, оперативному обслуживанию и ремонту ВЛ 0,38 — 20 кВ, КЛ 0,38-20 кВ, ТП 6-35/0,38 кВ, секционирующих и распределительных пунктов (РП) 6-20 кВ входят в состав районов электрических сетей (РЭС), которые подчинены административно руководству ПЭС, а в техническом отношении — службе распределительных сетей.

Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений подстанций 35-110 (220) кВ подчиняется: при функциональной структуре управления — службе подстанций, при территориальной структуре управления — руководству ПЭС, а в техническом отношении — службе подстанций, при смешанной структуре управления — службе подстанций (по группе подстанций, находящейся в ведении службы подстанций) и руководству районов электросети (по группе подстанций, находящихся в ведении районов); персонал подстанций напряжением 220 кВ и выше подчиняется службе подстанций, на крупных подстанциях (800 условных единиц и более) или группах подстанций персонал подчиняется соответственно начальнику подстанции или начальнику группы подстанций. При наличии в ПЭС цеха централизованного ремонта (ЦЦР) бригады ремонта оборудования и сооружений подстанций входят в состав этого цеха.

Производственные подразделения по техническому обслуживанию средств релейной защиты и электроавтоматики входят в состав местной службы релейной защиты и автоматики (МСРЗА), подчиненной главному инженеру ПЭС. Взаимодействия МСРЗА с другими службами РЗА всех уровней оперативно-диспетчерского управления определяются «Типовым положением о взаимоотношениях служб РЗА».

5.1.5 При реформировании ремонтных видов деятельности в части электрических сетей осуществляется функциональное выделение и обособление персонала, выполняющего преимущественно работы по капитальному и среднему ремонту, от технического обслуживания, организационно-финансовое обособление ремонтных подразделений ПЭС, поэтапное создание или развитие действующих сервисных ремонтных организаций и внедрение конкурентных рыночных отношений в сфере ремонта электрических сетей.

5.1.6 Работы по техническому обслуживанию ВЛ и подстанций осуществляются в полном объеме, как правило, персоналом ПЭС.

Ремонт электрических сетей выполняется как собственным персоналом электросети — хозяйственным способом, так и подрядным способом.

Ремонт ВЛ 35-110 кВ выполняется персоналом ПЭС; подрядные организации, в том числе строительно-монтажные или специализированные ремонтные предприятия, привлекаются для выполнения больших объемов капитального ремонта, связанных с массовой заменой основных элементов ВЛ, или большим объемом аварийно-восстановительных работ.

Ремонт ВЛ 0,38-20 кВ, КЛ 0,38-20 кВ, ТП 6-35/0,38 кВ и РП 6-20 кВ и оборудования выполняется в основном персоналом ПЭС; подрядные организации привлекаются для выполнения больших объемов капитального или аварийно-восстановительного ремонта.

Ремонт оборудования подстанций 35-110 кВ выполняется специализированными бригадами ПЭС, специализированными ремонтными или монтажно-наладочными организациями; ремонт транспортабельного оборудования или его узлов осуществляется агрегатным методом в специализированных мастерских.

5.1.7 Подрядным способом на основе конкурсных торгов рекомендуется выполнять следующие работы, на которые сформирован рынок предложений:

— ремонт зданий и сооружений;

— содержание территории;

— ремонт и содержание внутриплощадочных и подземных автомобильных и железных дорог и их сооружений;

— покраска опор и оборудования;

— ремонт и обслуживание систем канализации, водопровода, тепловых сетей, артскважин, систем сброса трансформаторного масла;

— расчистка трасс и расширение просек воздушных линий электропередачи;

— проведение обследования объектов электрических сетей, отработавших установленный срок службы;

— ремонт КЛ;

— капитальный ремонт маслонаполненного оборудования, высоковольтных вводов;

— ремонт воздушных, элегазовых, вакуумных выключателей;

— ремонт аккумуляторных батарей и подзарядных устройств;

— ремонт компрессоров и пневмосистем;

— специальные работы, требующие применения специальных технологий (например, химрасчистка трасс ВЛ) или специальной техники, не входящей в номенклатуру комплектации ПЭС машинами и спецмеханизмами.

5.1.8 Одной из прогрессивных форм организации работ на объектах электрических сетей является комплексное их выполнение, при котором работы группируются в комплексы по номенклатуре, периодичности и времени выполнения; работы производятся бригадами централизованного обслуживания, оснащенными специальными машинами, средствами механизации, инвентарем; персонал и средства механизации концентрируются на ремонтируемом объекте, что позволяет сократить длительность ремонтов и технического обслуживания, время отключения объекта, уменьшить непроизводительные переезды, более эффективно использовать трудовые и материальные ресурсы.

5.1.9 Выполнение работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ, связанных с приближением к токоведущим частям, для обеспечения безопасности персонала производится с отключением и заземлением обслуживаемой ВЛ. Для сохранения или при ограничении возможности отключения ВЛ нормального режима работы сети при производстве ремонтов могут быть применены методы работ под напряжением.

В связи с рассредоточением объектов и различной периодичностью выполнения работ в ряде случаев целесообразно выполнение однотипных работ специализированными бригадами на одной или нескольких ВЛ (например, расчистка трассы, покраска опор, замена приставок и т.д.).

Выбор методов и объемов ремонта и технического обслуживания производит предприятие, осуществляющее эксплуатацию электрической сети (ПЭС) на основе технико-экономического сравнения, с учетом располагаемых ресурсов и местных условий.

5.1.10 Периодичность, сроки работ по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей устанавливаются Правилами технической эксплуатации, нормативно-технической документацией, инструкциями изготовителей оборудования и решением главного инженера региональной сетевой компании МЭС, ПЭС в зависимости от технического состояния объекта, местных условий и опыта эксплуатации.

Организация и планирование ремонта объектов электрических сетей осуществляется на основе оценки их технического состояния, при этом контроль состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативно-технической документацией; объем и момент начала ремонта определяется техническим состоянием объектов электросетей.

5.1.11 Работы по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей производятся по типовым или местным инструкциям, технологическим картам, картам организации труда, проектам производства работ.

Типовые технологические карты и типовые карты организации содержат: состав бригады и квалификацию исполнителей, нормы времени, особые условия проведения работы, необходимые защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент, инвентарь, описание и последовательность операций, график выполнения работы.

В ПЭС типовые карты организации труда и технологические карты при необходимости конкретизируются применительно к местным условиям, конструкциям объектов и их элементов, используемым техническим средствам; такие карты утверждает главный инженер ПЭС.

Проект производства работ (ППР) определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения и порядок обеспечения ресурсами.

5.1.12 Организация и выполнение работ в электрических сетях производятся в соответствии с требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» СО 153-34.20.150-2003.

5.1.13 Техническое обслуживание и ремонт производятся с применением, как правило, специальных машин, механизмов, такелажа, оснастки, приборов, приспособлений. Бригады, выполняющие работы на объектах электросетей, оснащаются средствами связи с диспетчерскими пунктами и ремонтно-производственными базами.

5.1.14 Организация технического обслуживания и ремонта линий электропередачи и подстанций осуществляется руководством ПЭС.

5.1.15 Перспективные (пятилетние) графики ремонта объектов электрических сетей разрабатываются производственными службами и отделами ПЭС и представляются в сетевую компанию, МЭС за 15 месяцев (к 1 октября) до планируемого периода. Сетевая компания, МЭС рассматривает представленные перспективные графики и формирует сводный перспективный график ремонта электрических сетей, который согласуется с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом, в срок до 1 февраля (за 11 месяцев) года, предшествующего планируемому периоду. Утверждение перспективного графика ремонта объектов электрических сетей производится главным инженером сетевой компании, МЭС в срок до 1 марта (за 10 месяцев) года, предшествующего планируемому периоду.

Перспективный (пятилетний) график ремонта может ежегодно корректироваться с учетом выявленного технического состояния объектов и изменения условий эксплуатации.

Годовые планы-графики ремонта объектов электрических сетей с укрупненными объемами ремонтных работ разрабатываются производственными службами и отделами ПЭС и представляются в сетевую компанию, МЭС до 1 мая, за 8 месяцев до планируемого периода.

Сетевая компания, МЭС рассматривает представленные годовые планы-графики, формирует сводный годовой план-график и направляет на согласование в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиал, в оперативном ведении которого находится оборудование, в срок до 15 июня года, предшествующего планируемому. Согласование годового плана-графика производится до 15 сентября.

Проведение конкурсных торгов и заключение договоров на выполнение ремонтов подрядными организациями завершается до 25 октября года, предшествующего планируемому.

Утверждение годового плана-графика производится сетевой компанией, МЭС в срок до 1 ноября.

Годовые планы-графики ремонтов оборудования электрических сетей включаются в качестве ежегодного приложения к договорам ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» с сетевыми компаниями на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению. Приложение к договору должно быть подписано договаривающимися сторонами не позднее 25 декабря предшествующего года.

На базе годовых планов-графиков ремонта объектов электрических сетей службами ПЭС разрабатываются квартальные и месячные планы-графики ремонта. Планы-графики согласовываются со службами сетевой компании, МЭС и утверждаются руководством ПЭС.

5.1.16 Содержание договора на выполнение ремонта линий электропередачи, подстанций и оборудования электрических сетей, заключаемого с подрядчиками, организация, функции и ответственность заказчика и подрядчика должны соответствовать типовому договору подряда на выполнение ремонтных работ или (применительно) основным положениям и требованиям договора на выполнение работ по ремонту в соответствии с СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002).

5.1.17 Планы материально-технического снабжения должны соответствовать планам-графикам ремонта и технического обслуживания объектов электрических сетей.

5.1.18 Для ликвидации аварийных нарушений работы объектов электросетей в ПЭС, сетевых компаниях, МЭС создаются в соответствии с нормативами неснижаемые аварийные запасы конструкций, оборудования, материалов, изделий.

5.1.19 Стоимость ремонтов определяется по сметам, составляемым на основе прейскурантов, сборников укрупненных единичных расценок, каталогов цен на работы по ремонту объектов электрических сетей. По работам, не включенным в указанные документы, сметы составляются на базе отраслевых или местных норм времени, калькуляции затрат или с использованием единых норм и расценок на строительные, монтажные и ремонтные работы.

В стоимость ремонта включаются средства на проведение необходимых проектных проработок, выполнение работ по определению объемов ремонта, в том числе измерений, испытаний, проверок технического состояния объекта, подлежащего ремонту.

5.1.20 Приемка объектов электрических сетей из капитального, среднего ремонта и модернизации производится комиссией, состав которой устанавливается главным инженером ПЭС. В состав комиссии включаются лица, ответственные за эксплуатацию объектов, ответственные исполнители ремонта, представители производственных служб, руководители групп испытаний, лабораторий. В состав комиссии может быть включен представитель сетевой, управляющей компании, МЭС.

5.1.21 Комиссии представляется документация, характеризующая состояние объектов до ремонта, объем и качество выполненных ремонтных работ и качество отремонтированных объектов, в том числе:

— ведомости неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при ремонте;

— ведомости работ, выполненных при ремонте;

— протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

— протоколы испытаний, карты измерений, ведомости основных параметров технического состояния объекта (оборудования) до и после ремонта;

— перечень отраслевых предписаний, циркуляров, информационных сообщений заводов-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта, модернизации;

— сертификаты на использование в процессе ремонта материалы, запчасти;

— акты на скрытые ремонты;

— другие документы.

5.1.22 Комиссия по результатам анализа представленной документации, осмотра отремонтированного объекта, опробования оборудования, результатов месячной подконтрольной эксплуатации дает оценку отремонтированного объекта и качества ремонтных работ, составляет акт сдачи-приемки отремонтированного, модернизированного объекта электрических сетей по форме приложения 50, в котором приводится также гарантийный срок на отремонтированный объект — не менее 12 месяцев с момента включения объекта в сеть или окончания ремонта.

5.1.23 Оценка качества отремонтированного объекта, характеризующая его техническое состояние после ремонта, модернизации, в том случае, если приемочная комиссия принимает объект из ремонта в эксплуатацию, может быть установлена следующей:

— соответствует требованиям НТД;

— соответствует требованиям НТД с ограничениями.

Объекты, отремонтированные с оценкой «соответствуют требованиям НТД с ограничениями», допускаются в эксплуатацию с ограниченным сроком использования, при этом должен быть разработан план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки их выполнения.

5.1.24 Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на объекте возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям (нарушениям в работе) или недопустимым отклонениям параметров, объект должен быть выведен из эксплуатации, по объекту устанавливается оценка «не соответствует требованиям НТД». После выполнения повторного ремонта объекта для устранения дефектов производится повторная приемка объекта из ремонта.

5.1.25 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается с учетом основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

— выполнение согласованной ведомости объема ремонтов, в том числе выявленных при ремонте объемов;

— выполнение ремонтным персоналом требований НТД по ремонту объекта;

— отсутствие оценки качества отремонтированного объекта «соответствует требованиям НТД с ограничениями» по вине исполнителей ремонта;

— отсутствие отказов объекта в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине исполнителей ремонта.

К дополнительным требованиям относятся:

— наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

— соответствие выполненных технологических операций требованиям технической документации;

— проведение входного контроля используемых при ремонте материалов и запасных частей.

Оценка «отлично» устанавливается при выполнении всех основных и дополнительных требований, оценка «хорошо» — при выполнении всех основных и не менее 50% дополнительных требований, оценка «удовлетворительно» — при выполнении всех основных и частичном выполнении дополнительных требований, оценка «неудовлетворительно» — при невыполнении одного и более основных требований.

5.2 Воздушные линии электропередачи напряжением 35-750 кВ

5.2.1 При техническом обслуживании выполняются осмотры, профилактические проверки, измерения, работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.

Перечень основных работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ и сроки их проведения в соответствии с ПТЭ и СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94) приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 35-750 кВ

5.2.2 Неисправности ВЛ, выявленные в результате осмотров, вносятся в листки осмотра. Результаты измерений заносятся в ведомости (журналы): загнивания деталей деревянных опор, измерения болтовых соединений провода, проверки линейной изоляции, проверки и измерения сопротивления заземления опор, измерения габаритов и стрел провеса провода (троса), измерения тяжения в оттяжках опор.

5.2.3 Неисправности, выявленные при осмотрах, вносятся в ведомости (журнал) неисправностей ВЛ, где мастером указывается срок и способ ликвидации неисправности, отмечается дата ее устранения.

Рекомендуемые формы ведомостей (журналов), листков осмотра приведены в СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94).

Плановый ремонт

5.2.4 Объем работ по ремонту ВЛ определяется на основе ведомостей (журналов) неисправностей, результатов оценки технического состояния ВЛ, нормативных требований, допусков и норм отбраковки.

5.2.5 Капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах выполняется не реже 1 раза в 12 лет, ВЛ на опорах с деревянными деталями — не реже 1 раза в 6 лет (ПТЭ). По результатам обследований и оценки техсостояния срок может быть увеличен решением сетевой компании, МЭС.

5.2.6 При капитальном ремонте выполняются следующие виды работ в соответствии с СО 34.20.409-99 (РД 153.34.3-20.409-99) и СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94):

на трассе ВЛ: устройство проездов по трассе, установка отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог, ремонт ледозащитных сооружений;

расчистка трасс от древесно-кустарниковой растительности; поддержание ширины просеки в размерах, установленных проектом и требованиями ПУЭ СО 153-34.20.120-2003, вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода;

на железобетонных опорах: заделка трещин, выбоин, установка ремонтных бандажей, защита бетона от действия агрессивной среды, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; ремонт и замена оттяжек и узлов крепления, ремонт подземной части опор (фундаментов), замена фундаментов, анкерных плит; усиление заделки опор в грунте, выправка опор, устранение перекосов траверс, окраска металлических узлов и деталей опор, усиление или замена металлических узлов и деталей;

на металлических опорах: окраска металлоконструкций, замена элементов опор, потерявших несущую способность, их усиление, выправка, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; обварка болтовых соединений, восстановление недостающих раскосов, ремонт фундаментов и ремонт и замена оттяжек и узлов их крепления; ремонт фундаментов с подножников;

на деревянных опорах: замена опор (сплошная замена на участках при общей длине участка менее 15% протяженности линий, замена деталей, установка приставок, защита деталей опор от загнивания, выправка опор, замена и окраска бандажных и болтовых соединений;

на проводах и грозозащитных тросах: установка и замена соединителей, ремонтных муфт, зажимов и бандажей; сварных соединений, подмотка лент в зажимах, вырезка и замена неисправных участков провода (троса), перетяжка (регулировка) проводов (тросов), замена провода (троса) на участках ВЛ не более 30% общей протяженности линий проводами большего сечения или большей механической прочности;

на заземляющих устройствах: ремонт контура заземления, изменение конструкции для уменьшения сопротивления заземления, ремонт или замена заземляющих спусков;

установка и замена изоляторов, арматуры, разрядников: замена дефектных изоляторов и элементов арматуры, увеличение количества изоляторов, чистка и обмыв изоляторов, установка и замена гасителей вибрации, установка гасителей пляски проводов, распорок, установка и замена разрядников;

специальные работы: переустройство переходов, пересечений и подходов к подстанциям, ремонт светоограждения опор; установка защиты от птиц;

5.2.7 В соответствии с техническим состоянием ВЛ, принятой периодичностью составляются перспективные планы-графики капитального ремонта ВЛ (приложение 41). В период капитального ремонта планируется устранение всех выявленных неисправностей и дефектов ВЛ.

В состав работ капитального ремонта включаются также работы, связанные с повышением надежности и продлением срока службы ВЛ: замена фарфоровых изоляторов на стеклянные и полимерные, усиление изоляции, увеличение количества изоляторов в подвесках, замена отдельных видов арматуры, установка железобетонных приставок к деревянным опорам, замена опор провода, троса на отдельных участках ВЛ, замена отдельных деревянных опор на железобетонные, подвеска троса на отдельных участках ВЛ, вынос отдельных опор, а также работы по техническому обслуживанию, совмещаемые по времени с ремонтом.

Планирование работ

5.2.8 Проекты годового плана-графика капитального ремонта (приложение 42), составленные исходя из перспективного графика, журналов неисправностей, ведомостей измерений и проверок по каждой ВЛ являются основой составления:

— сводного годового плана работ капитального ремонта в физических объемах основных работ, стоимостном выражении и трудозатратах для ВЛ каждого класса напряжения с распределением по месяцам (кварталам) и выделением объемов и стоимости работ, выполняемых подрядным способом;

— сводного годового плана технического обслуживания ВЛ в физических объемах и трудозатратах — по месяцам (кварталам) года.

Одновременно с разработкой службами (отделами) ПЭС проекта годового плана подготавливается и согласовывается с Подрядчиком объем, сроки и условия выполнения отдельных работ капитального ремонта. После приведения проекта плана-графика в соответствие с располагаемыми ресурсами, его согласования с соответствующими службами и отделами региональной сетевой компании, МЭС и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом план утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.

5.2.9 Одновременно с годовыми планами работ составляется и согласовывается годовой план-график отключения; на основании годового плана графика отключения ВЛ составляются месячные графики отключения. Годовой и месячные графики утверждаются ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в соответствии с установленным регламентом.

5.2.10 На основании годового плана-графика работ, журналов неисправностей ВЛ, ведомостей измерений, проверок составляются месячные отчеты работ (приложение 43); на основании месячных отчетов по каждой линии составляется годовой отчет (приложение 44).

Подготовка и проведение работ

5.2.11 Для подготовки и проведения основных работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ 35-1150 кВ используются типовые технологические карты и проекты производства работ.

Подготовка работ и их выполнение, допуск персонала подрядной организации производится в соответствии с действующими «Межотраслевыми правилами по охране труда (Правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» СО 153-34.20.150-2003.

5.2.12 Определение необходимого количества бригад, их состава, транспортных средств и механизмов, распределение работ между бригадами возлагается на руководителя работ по ремонту ВЛ.

5.2.13 Капитальный ремонт ВЛ или ее участков должен выполняться в возможно короткие сроки, в полном объеме и без недоделок.

При необходимости отключения ВЛ все подготовительные работы должны быть выполнены до отключения линии.

Подготовка и проведение ремонта ВЛ под напряжением производятся в соответствии с инструкциями по работам под напряжением на воздушных линиях электропередачи и действующими нормами времени на выполнение этих работ.

5.2.14 По окончании капитального ремонта ВЛ должна быть произведена приемка объема и качества выполненных работ и составлен акт выполненных работ (приложение 50). Акт составляется после завершения работ на каждом объекте.

5.2.15 Временем окончания капитального ремонта воздушной линии 35 кВ и выше является момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.

5.2.16 Выполненные работы по ремонту и техническому обслуживанию регистрируются в журнале учета работ на ВЛ с указанием мест работы (наименований ВЛ, номеров опор или пролетов), наименования и количества выполненных работ, времени начала и окончания работы производителя работ и состава бригады.

Основные работы, выполненные на ВЛ (замена опор, провода, троса, новые пересечения, переустройства), изменения конструкций и др. вносятся в паспорт ВЛ.

5.2.17 Ежемесячно в сроки, установленные руководством ПЭС, мастера бригад централизованного обслуживания ВЛ и инженерно-технический персонал службы линий производят сдачу-приемку объемов работ, выполнявшихся на ВЛ, не проходивших капитальный ремонт; сдача-приемка работ капитального ремонта производится после завершения капитального ремонта.

5.3 Воздушные линии электропередачи, трансформаторные подстанции, секционирующие и распределительные пункты электрических сетей 0,38-20 кВ

Техническое обслуживание

5.3.1 При техническом обслуживании выполняются обходы, осмотры, проверки электроустановок, необходимые измерения и отдельные виды работ по устранению повреждений и неисправностей; дефекты, вызывающие угрозу безопасности населения и персонала ПЭС, возникновения пожара, нарушения электроснабжения потребителей, устраняются незамедлительно.

Перечень основных работ по техническому обслуживанию электрических сетей 0,38-20 кВ и сроки их проведения СО 34.20.662-98 (РД 153-34.3-20.662-98) приведены в таблицах 5.2 и 5.3.

Таблица 5.2 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 0,38-20 кВ

________________________

* проводятся наряду с работами 1, 3, 5, 6, 8-10, 12, 15, 17, 18, 20, 21, 23, перечисленными в настоящей таблице

Техническое обслуживание трансформаторных, секционирующих пунктов и распределительных пунктов распредсетей

Таблица 5.3 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ТП, СП и РП

5.3.2 Результаты осмотров, проверок, измерений заносятся в листки осмотра (проверки) и ведомости измерений.

5.3.3 Неисправности, требующие устранения, заносятся в журналы дефектов ВЛ 6-20 кВ, дефектов ВЛ 0,38 кВ и дефектов ТП, СП, РП, в которых мастер указывает сроки и способы ликвидации неисправности, а после устранении отмечается дата устранения.

5.3.4 По материалам листков осмотров (проверок) и журналов дефектов определяется номенклатура и объем работ по капитальному ремонту объектов.

Плановый ремонт

5.3.5 Капитальный ремонт ВЛ 0,38-20 кВ на железобетонных опорах проводится не реже 1 раза в 12 лет, на деревянных опорах — не реже 1 раза в 6 лет, ТП, РП, СП — с периодичностью 6-10 лет СО 34.20.662-98 (РД 153-34.3-20.662-98), СО 34.20.409-99 (РД 153-34.3-20.409-99). Конкретные сроки проведения ремонтов устанавливаются в зависимости от технического состояния объектов и располагаемых ресурсов. Приоритетность объектов при планировании ремонтов устанавливается с учетом требований к надежности электроснабжения предусмотренных договорами с потребителями, электроприемников (категорийности), степени резервирования сети, перспективных планов развития и реконструкции.

5.3.6 Плановый ремонт ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, территориям предприятий, организаций, в охранных зонах инженерных сооружений проводится по согласованию с соответствующими организациями, с землепользователями и, как правило, в период, исключающий потравы сельскохозяйственных культур.

Работы по предотвращению аварий или ликвидации их последствий могут производиться в любой период без согласования, но с уведомлением владельца о проводимых работах.

5.3.7 При капитальном ремонте выполняются работы по восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и характеристик объекта, его модернизации, ликвидации отступлений от требований действующих нормативных документов и по выполнению предписаний контролирующих органов.

При ремонте ВЛ выполняются следующие виды работ:

— расчистка трасс ВЛ от кустарников, сваленных деревьев и сучьев, поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом;

— вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ;

— установка отбойных тумб;

— перетяжка проводов;

— сплошная замена опор на участке длиной не более 15% протяженности ВЛ;

— выправка опор на протяженных участках ВЛ, подсыпка и трамбовка грунта у основания опор;

— замена стоек, траверс, подкосов и приставок;

— установка приставок и подкосов;

— перенос и установка дополнительных опор при общем количестве вновь устанавливаемых опор не более 30% количества установленных на ВЛ;

— переустройство закреплений опор в грунте;

— замена участков и ремонт (установка и замена соединителей, ремонтных муфт, бандажей) проводов;

— замена вводов ВЛ к жилым домам и производственным зданиям;

— замена проводов на провода большего сечения или большей механической прочности на участках длиной не более 30% протяженности ВЛ;

— устройство двойных креплений;

— замена изоляторов на опорах, разъединителях;

— установка дополнительных изоляторов;

— замена крюков и штырей;

— регулировка, ремонт или замена разъединителей;

— замена заземляющего спуска, устройство заземления;

— проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;

— восстановление постоянных знаков по всей длине ВЛ;

— замена бандажей, болтовых соединений деталей опор;

— ремонт железобетонных опор;

— переустройство переходов, пересечений, подходов к подстанциям;

— замена, ремонт дефектных участков кабельных вставок;

— комплекс работ по определению технического состояния ВЛ, подлежащей ремонту и работ по техническому обслуживанию, совмещаемых по времени с ремонтом.

5.3.8. По результатам осмотров сетевых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов составляется перечень выполняемых при ремонте работ, утверждаемый главным инженером ПЭС, или начальником РЭС, в который могут быть включены:

— ремонт и закрепление конструкций строительной части мачтовых трансформаторных подстанций (МТП);

— ремонт строительной части закрытой трансформаторной подстанции (ЗТП); распределительных пунктов (РП);

— замена корпусов комплектной трансформаторной подстанции (КТП);

— очистка, ремонт и покраска металлоконструкций, корпусов оборудования, шкафов, панелей, щитов РУ КТП;

— замена шкафов, панелей, щитов;

— ремонт, замена заземляющих устройств;

— ремонт или замена электрооборудования, вводов (в ЗТП), сборных шин, блокировочных устройств;

— ремонт кабельных муфт;

— замена изоляторов;

— демонтаж и замена перегруженных (поврежденных) трансформаторов, выключателей и других аппаратов;

— ремонт силовых и измерительных трансформаторов с заменой обмоток, восстановлением изоляционных характеристик;

— замена или ремонт средств связи, релейной защиты, автоматики;

— ремонт освещения;

— комплекс работ по техническому обслуживанию, выполняемый одновременно с ремонтом объекта.

Планирование ремонта и технического обслуживания

5.3.9 Для планирования и организации работ по ремонту и техническому обслуживанию объекты электросети 0,38-20 кВ следует группировать, исходя из условий эксплуатации, характеристики потребителей, конструктивных особенностей объектов, сроков эксплуатации, применяемой организации работ, состояния подъездов к месту работ, а также с учетом возможности выполнения работ на объекте в течение короткого времени, указанные ниже группы рассматриваются как единые объекты ремонта и технического обслуживания.

В качестве таких объектов могут быть приняты:

— воздушная линия электропередачи 6-20 кВ (ее участки);

— линии 0,38 кВ одного населенного пункта;

— несколько трансформаторных подстанций 6-20/0,38 кВ одного населенного пункта;

— распределительный пункт 6-20 кВ;

— участок ВЛ 10 кВ с подключениями к нему ТП-10/0,4 кВ;

— ТП-10/0,4 кВ с отходящими от нее ВЛ 0,4 кВ и т.д.

Состав единого объекта ремонта и технического обслуживания и порядок его утверждения определяет ПЭС.

5.3.10 Основным видом планового ремонта распределительных сетей 0,38-20 кВ является капитальный ремонт.

5.3.11 Комплексное выполнение ремонта, как правило, проводится бригадами централизованного ремонта распредсетей, персоналом цехов (участков) централизованного ремонта электрических аппаратов и оборудования, организующих свою работу в соответствии с типовым положением по индустриализации ремонта оборудования распределительных электросетей 0,38-20 кВ, персоналом подрядной организации.

5.3.12 Перспективные графики капитальных ремонтов объектов распределительных сетей (приложение 45) составляются в каждом РЭС с учетом технического состояния объектов и регламентированной периодичностью ремонтов.

5.3.13 Проект годового плана-графика капитальных ремонтов распределительных сетей РЭС (приложение 46) и годового графика технического обслуживания распределительных сетей (приложение 47) составляются на основании результатов осмотров, измерений, с учетом многолетнего графика капитальных ремонтов. По проекту плана, сборникам укрупненных расценок на ремонты (УЕР), прейскурантам, каталогам составляются сметы, спецификации на материалы и оборудование для проведения комплексного ремонта.

5.3.14 Планируемые объемы работ должны соответствовать располагаемым трудовым и материальным ресурсам. При этом предусматривается резерв ресурсов на выполнение аварийно-восстановительных и других непредвиденных работ, а также должен быть согласован объем ремонта, выполняемый Подрядчиками. После необходимого уточнения объемов работ и согласования с соответствующими службами и отделами ПЭС, участвующими в обеспечении и выполнении технического обслуживания и ремонта, годовой план-график РЭС с разбивкой по месяцам утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.

5.3.15 При выполнении ремонтов персоналом ПЭС до начала месяца мастер РЭС (участка) на основании годового плана-графика, журнала дефектов, расчета рабочего времени бригад и утвержденных смет выдает бригадам нормированное задание, утвержденное начальником РЭС.

5.3.16 До начала производства работ мастером подаются заявки на отключение объектов электросети, на которых предусматривается выполнение работ, требующих отключения. О предстоящем отключении потребителей для производства работ районы или участки электрических сетей должны своевременно уведомлять промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей о причине отключения и его продолжительности. Отключения потребителей для ремонта следует вносить в договора на поставку электроэнергии.

Подготовка и проведение работ

5.3.17 Для подготовки и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту распредсетей используются проекты производства работ, типовые карты организации труда или технологические карты на основные виды работ.

Подготовка и проведение работ выполняются в соответствии с требованиями СО 153-34.20.150-2003.

5.3.18 Учет выполняемых работ производится мастером в журнале учета работ ежедневно. Основные работы по замене, переносу, установке дополнительных опор, провода, новым пересечениям отражаются в паспортах объектов.

5.3.19 Мастера участков ежемесячно, в установленные РЭС сроки сдают нормированные задания на месяц с указанием фактически выполненных работ.

Сдача и приемка работ

5.3.20 Временем окончания ремонта объекта распределительной сети является момент включения его в сеть, если при включении под напряжение не произошло отказа.

5.3.21 После окончания капитального ремонта мастер представляет в РЭС акт сдачи-приемки отремонтированных и модернизированных объектов (приложение 50). Приемка осуществляется в течение месяца приемочной комиссией, утвержденной главным инженером электросети. В состав комиссии включаются: главный инженер (зам. начальника) РЭС, старший мастер, мастер РЭС, представители технических служб ПЭС.

5.3.22 Приемочная комиссия проверяет (с выездом на место) соответствие плану и заданиям произведенных работ в натуре, качество работ, правильность списания и оприходования материальных ценностей, состояние технической документации на объекте.

5.4 Подстанции 35 кВ и выше

Техническое обслуживание

5.4.1 При техническом обслуживании оборудования ПС выполняются виды работ, приведенные в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Перечень основных работ по техническому обслуживанию подстанций

Периодичность проведения работ определяется заводскими инструкциями, состоянием оборудования и местными инструкциями.

5.4.2 Замеченные при осмотрах неисправности заносятся в журнал дефектов и неполадок оборудования или карты дефектов.

Мелкие неисправности в соответствии с местными инструкциями устраняются оперативным персоналом с соответствующей отметкой в журнале дефектов.

5.4.3 Результаты испытаний, измерений, контроля, опробования, выявленные неисправности заносятся в протоколы или журналы испытаний.

5.4.4 Сведения о неисправности в работе оборудования или превышении свыше допустимых значений данных испытаний, контроля или опробования оборудования передаются (в соответствии с местными инструкциями) лицам, принимающим решение о сроке и способе их устранения.

5.4.5 Выполнение профилактических работ оформляется актами или протоколами.

5.4.6 Техническое обслуживание оборудования производится, как правило, персоналом ПЭС, в том числе выполнение отдельных видов работ (техническое обслуживание аккумуляторных батарей, обмыв или чистка изоляции распределительных устройств, сушка и регенерация трансформаторного масла, восстановление селикагеля и др.).

Плановый ремонт

5.4.7 Периодичность ремонта оборудования ПС регламентируется ПТЭ и приведена в таблице 5.5.

Таблица 5.5 Номенклатура работ по ремонту оборудования подстанций

5.4.8 Первый ремонт установленного в распределительных устройствах ПС оборудования производится в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. В случае применения на подстанциях диагностических средств сроки капитального, среднего ремонтов оборудования этих ПС устанавливаются по результатам диагностики и в соответствии с техническим состоянием оборудования.

5.4.9 Текущий ремонт трансформаторов включает наружный осмотр и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте, чистку изоляторов и бака, доливку масла, смену сорбента в фильтрах, проверку (замену) подшипников двигателей системы охлаждения и вентиляции, отбор проб масла, проведение измерений, испытаний, опробования стационарных систем пожаротушения и др.

5.4.10 Текущий ремонт коммутационных аппаратов включает внешний осмотр оборудования, его чистку, проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки, ремонт изоляции, зачистку и шлифовку подгоревших мест контактов, смазку контактов, измерение сопротивления контактов постоянному току, смазку трущихся частей, взятие проб масла и доливку его, опробование включения и отключения. Текущий ремонт, предшествующий среднему, должен максимально использоваться для выявления и уточнения по всем узлам коммутационного аппарата объема работ, подлежащего выполнению при среднем ремонте.

5.4.11 Средний ремонт коммутационной аппаратуры (масляные, воздушные, вакуумные, элегазовые выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели) проводится по установленной технологии и включает разборку аппарата и его элементов, выявление дефектов, ремонт и замену отдельных элементов, сборку, смазку трущихся поверхностей, окраску отдельных элементов, регулировку и испытание аппарата.

Планирование ремонта

5.4.12 Для проведения по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений ПС составляются:

— перспективный (пятилетний) график капитальных, средних ремонтов оборудования подстанций;

— годовой план-график ремонта оборудования подстанций;

— годовой план работ по техническому обслуживанию оборудования подстанций;

— пятилетние и годовые планы работ по ремонту строительных сооружений подстанций (приведены в разделе 6).

5.4.13 В перспективном (пятилетнем) графике капитальных, средних ремонтов оборудования подстанций (приложение 48) указываются сроки ремонтов силовых трансформаторов, реакторов, синхронных компенсаторов, выключателей на напряжение 35 кВ и выше. По усмотрению энергопредприятий в перспективных планах может отражаться ремонт другого оборудования.

5.4.14 Годовой план-график ремонта оборудования подстанций (приложение 49) составляется на основе перспективного плана, результатов испытаний и осмотров оборудования и сооружений, требований и рекомендаций противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, информационных сообщений. При составлении плана-графика учитывается наличие трудовых и материальных ресурсов в планируемом году. Одновременно с разработкой годового плана-графика подготавливаются и согласовываются с Подрядчиком объемы, сроки и условия выполнения отдельных работ по ремонту и обслуживанию оборудования, сооружений, зданий.

Годовой план-график составляется производственными подразделениями ПЭС, согласовывается соответствующими службами сетевой компании, МЭС, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом в соответствии с оперативной принадлежностью оборудования и утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.

Одновременно с годовыми планами работ составляется и согласовывается годовой план отключения электротехнического оборудования, утверждаемый ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом, в оперативном управлении (ведении) которого находится оборудование, в соответствии с установленным регламентом.

5.4.15 На основе годового плана-графика производственные подразделения ПЭС составляют месячные планы-графики отключения оборудования и представляют их для согласования и утверждения в сетевую компанию, МЭС, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиал, в оперативном управлении (ведении) которого находится оборудование.

На основании годового плана-графика, месячных планов-графиков отключений, текущих производственных задач производственные подразделения ПЭС составляют месячные и недельные планы-задания бригадам, выполняющим работы по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений в течение месяца, недели.

5.4.16 Ремонты трансформаторов преимущественно выполняются подрядными организациями, ремонты со сменой обмоток главных трансформаторов — в заводских условиях.

5.4.17 Ремонты коммутационной аппаратуры производятся преимущественно подрядным способом, а также персоналом специализированных бригад. Основной объем ремонта выполняется, как правило, на месте установки аппарата с использованием передвижных мастерских. Отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) выполняются в условиях стационарных мастерских. При заводских методах ремонта с использованием обменного фонда ремонт и восстановление транспортабельных элементов оборудования выполняются в условиях ремонтной базы.

Подготовка и проведение работ

5.4.18 Типовая номенклатура и технология выполнения работ (операций) при проведении ремонтов предусмотрена типовыми технологическими картами на капитальный ремонт конкретных видов оборудования, ячеек, секций сборных шин, руководствами по капитальному ремонту отдельных видов оборудования, типовыми картами организации труда на капитальный ремонт или замену оборудования.

Уточнение технологии и организации труда производится в технологических картах на выполнение ремонта отдельного вида оборудования или комплекса оборудования, карты утверждаются главным инженером ПЭС.

Подготовка и проведение работ осуществляются в соответствии с СО 153-34.20.150-2003.

5.4.19 Началом ремонта оборудования подстанции считается время с момента его отключения. Если основное оборудование выводится в ремонт из резерва, то началом ремонта считается время с момента разрешения диспетчера на вывод в ремонт.

Сдача и приемка работ

5.4.20 Приемка оборудования подстанций из капитального и среднего ремонта, оценка качества отремонтированного оборудования и ремонтных работ производится комиссией в соответствии с 5.1.20-5.1.25 и оформляется актом сдачи-приемки отремонтированных (модернизированных) объектов электрических сетей по форме приложения 50. Сдача оборудования из ремонта в эксплуатацию сопровождается передачей отчетной технической документации, протоколов испытаний, измерений; при сдаче силовых трансформаторов представляется ведомость основных параметров технического состояния трансформаторов по форме приложения 22, при сдаче синхронных компенсаторов ведомость основных параметров по форме приложения 21.

5.4.21 Приемка оборудования из ремонта производится после постановки его под напряжение (нагрузку). Сроком окончания ремонта является окончание опробования оборудования под напряжением (нагрузкой) в течение 48 часов.

5.4.22 Техническое обслуживание и ремонт зданий и сооружений на ОРУ подстанций производятся в соответствии с разделом 6 настоящих Правил.

5.5 Техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики в электрических сетях

5.5.1 Техническое обслуживание устройств РЗА организуется и производится в соответствии с СО 34.35.613-00 (РД 153-34.3-35.613-00) «Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ», СО 34.35.617-2001 (РД 153-34.0-35.617-2001) «Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ» и СО 34.0-35.648-2001 (РД 153-34.0-35.648-2001) «Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем».

5.5.2 Установлены следующие виды технического обслуживания устройств РЗА электрических сетей:

— проверка при новом включении (наладка);

— первый профилактический контроль;

— профилактический контроль;

— профилактическое восстановление (ремонт);

— опробование, тестовый контроль устройств РЗА, выполненных на микроэлектронной или микропроцессорной базе;

— технический осмотр.

Кроме того, в процессе эксплуатации может проводиться внеочередная или послеаварийная проверка.

Проверка при новом включении должна выполняться персоналом МС РЗА или специализированной наладочной организацией. Если проверка при новом включении проводилась наладочной организацией, то включение новых и реконструированных устройств производится после приемки их службой РЗА.

Все виды технического обслуживания устройств РЗА, установленных на подстанциях, выполняются службами РЗА ПЭС.

5.5.3 Необходимость и периодичность опробований или тестового контроля определяются местными условиями и утверждаются главным инженером ПЭС.

Внеочередная и послеаварийная проверки проводятся по программам, составленным службой РЗА, утвержденным главным инженером ПЭС.

5.5.4 Периодичность и циклы технического обслуживания устанавливаются в зависимости от категории помещения, в котором размещены устройства РЗА: к I категории относятся закрытые, сухие отапливаемые помещения, ко II категории относятся помещения с большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, в которых имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха (металлические помещения, ячейки типа КРУН, комплектные трансформаторные подстанции и др.), а также помещения, находящиеся в районах с повышенной агрессивностью среды.

5.5.5 В электрических сетях 0,4-35 кВ цикл технического обслуживания для устройств РЗА, установленных в помещениях I категории, принимается равным 12, 8 или 6 годам, а для устройств РЗА, установленных в помещениях II категории, принимается равным 6 или 3 годам в зависимости от типа устройств РЗА и местных условий, влияющих на ускорение износа устройств. Цикл обслуживания для устройств РЗА устанавливается распоряжением главного инженера ПЭС.

5.5.6 Плановое техническое обслуживание устройств РЗА электрических сетей 0,4-35 кВ следует по возможности совмещать с проведением ремонта основного электрооборудования; при этом координировать планы обслуживания устройств РЗА с устанавливаемыми сроками ремонта оборудования.

5.5.7 Периодичность технического обслуживания аппаратуры и вторичных цепей устройств дистанционного управления и сигнализации принимается такой же, как для соответствующих устройств РЗА; периодичность осмотров аппаратуры и цепей устанавливается службой РЗА в соответствии с местными условиями.

5.5.8 Тестовый контроль (опробование) устройств на микроэлектронной базе рекомендуется проводить не реже одного раза в 12 мес.

5.5.9 Для устройства РЗА подстанций 110-750 кВ цикл технического обслуживания принят равным восьми годам для устройства на электромеханической элементной базе и шести годам — на микроэлектронной и микропроцессорной базе.

5.5.10 Продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА решением главного инженера предприятия может быть изменена в зависимости от конкретных условий эксплуатации, длительности эксплуатации, фактического состояния конкретного устройства, квалификации обслуживающего персонала.

5.5.11 Допускается с целью совмещения проведения технического обслуживания устройств РЗА с ремонтом основного оборудования перенос запланированного вида технического обслуживания на срок до двух лет.

5.5.12 Первый профилактический контроль устройств РЗА, дистанционного управления и сигнализации должен проводиться через 10-15 мес. после включения устройства в эксплуатацию.

Для устройств вторичных соединений — дистанционное управление, сигнализация, блокировка — проводится только профилактическое восстановление, опробование и осмотры с периодичностью, установленной для соответствующих устройств РЗА.

5.5.13 Тестовый контроль (опробование) устройств РЗА на микроэлектронной базе ПС 110-750 кВ проводить не реже одного раза в 12 мес.

5.5.14 Периодичность технических осмотров аппаратуры и вторичных цепей, устройств обнаружения пожаров устанавливается службой РЗА в соответствии с местными условиями, но не реже двух раз в год.

Опробование устройств АПВ линий электропередачи должно проводиться не реже одного раза в год.

Необходимость и периодичность проведения опробований других устройств РЗА определяются местными условиями и утверждаются главным инженером ПЭС.

5.6 Кабельные линии электропередачи

5.6.1 При эксплуатации кабельных линий должны производиться техническое обслуживание и ремонт.

5.6.2 Перечень работ по техническому обслуживанию кабельных линий приведен в таблице 5.6

Таблица 5.6 Перечень основных работ по техническому обслуживанию кабельных линий

5.6.3 Результаты обходов и осмотров кабельных линий и сооружений регистрируются в журнале обходов и осмотров; выявленные дефекты на трассах вносятся в журнал дефектов (неполадок) или в карты дефектов.

5.6.4 Осмотр трасс и сооружений кабельных линий производится специализированным персоналом ПЭС; осмотр участков кабеля на территории подстанций, концевых муфт линий, заходящих в распределительные устройства подстанций, производится персоналом подстанций.

Ремонт кабельных линий

5.6.5 Ремонт кабельных линий производится по плану-графику, утвержденному руководством ПЭС. План-график ремонтов составляется на основе записей в журналах обходов и осмотров, результатов испытаний и измерений, а также по данным диспетчерских служб.

В план-график включаются ремонтные работы, не требующие срочного выполнения; очередность производства таких работ устанавливается руководством района (участка, службы) электрической сети. Очередность выполнения срочных ремонтов определяется руководством ПЭС.

5.6.6 Объем ремонтов уточняется на основании дополнительной проверки на месте инженерно-техническим персоналом всех выявленных неисправностей кабелей.

5.6.7 Ремонт кабельных линий производится персоналом электросети или персоналом специализированных организаций.

5.6.8 Ремонт кабельных линий производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации силовых кабельных линий: СО 153-34.20.508 (РД 34.20.508), СО 153-34.20.509 (РД 34.20.509), технологическим картам с соблюдением требований СО 153-34.20.150-2003 «Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

5.6.9 Вскрытие кабеля для ремонта производится после сверки визуально на месте соответствия расположения кабеля с расположением его на плане трассы; при отсутствии видимого повреждения следует применять кабелеискательную аппаратуру. Разрезание кабеля или вскрытие кабельной муфты производится после проверки отсутствия напряжения на кабеле.

Одновременно с ремонтом кабеля в кабельных и сетевых сооружениях производятся проверка и восстановление бирок, предупредительных и опознавательных надписей и пр.

5.6.10 По окончании ремонтных работ на кабельной линии должен быть составлен исполнительный эскиз. По эскизу должны быть внесены исправления в техническую документацию (планы трасс, схемы, паспортные карты и пр.).

5.6.11 После ремонта кабельной линии производятся испытания и измерения в соответствии с СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97) «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

5.7 Техническое обслуживание и ремонт СДТУ, устройств сигнализации, средств измерений

5.7.1 Техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления в электрических сетях выполняются в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей.

5.7.2 Техническое обслуживание пожарной и охранной сигнализации в электрических сетях выполняется в соответствии с СО 153-34.03.305-2003, СО 34.49.501-95 (РД 34.49.501-95), СО 34.49.502-96 (РД 34.49.502-96), СО 34.49.503-94 (РД 34.49.503-94).

5.7.3 Техническое обслуживание средств измерений в электрических сетях выполняется в соответствии с СО 34.11.115-97 (РД 34.11.115-97), СО 34.11.412-96 (РД 34.11.412-96), МИ 2304-94.

6 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

6.1 Общие положения

6.1.1 ТОиР зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса работ, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, направленных на обеспечение исправного состояния зданий и сооружений, надежной и экономичной их эксплуатации.

Комплекс проводимых работ включает:

— техническое обслуживание зданий и сооружений;

— установление оптимальной периодичности проведения ремонтов;

— организационно-техническую подготовку ремонтов;

— обеспечение ремонтных работ материально-техническими ресурсами;

— применение прогрессивных форм организации и управления ремонтом;

— применение передовых методов ремонта, комплексной и передовой технологии;

— специализацию ремонтных работ;

— контроль качества выполняемых работ; анализ технического состояния зданий и сооружений до и после ремонта;

— анализ технико-экономических показателей и разработка мероприятий по улучшению этих показателей.

6.1.2 Организация ТОиР зданий и сооружений энергопредприятия, контроль за использованием ремонтного фонда, решение организационно-технических вопросов возлагается на энергопредприятие.

6.2 Техническое обслуживание

6.2.1 Техническое обслуживание зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса мероприятий по инженерному надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений, их инженерных систем и промплощадки, своевременному устранению отдельных дефектов и выполнению мелких разовых ремонтных работ, в том числе:

— контроль за соблюдением требований ПТЭ, направленных на сохранение строительных конструкций;

— обеспечение осмотров и обследований производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам с привлечением в необходимых случаях специализированных организаций;

— наблюдение за осадками зданий и сооружений;

— контроль за соблюдением режима эксплуатации, предусмотренного проектом (вибрационные нагрузки, вентиляции, температурно-влажностный режим и т.д.), контроль за предотвращением перегрузок на кровли, перекрытия;

— наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;

— наблюдение за режимом подземных вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов технологическими водами из водонесущих коммуникаций промплощадки энергопредприятия;

— поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных вод;

— очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;

— контроль за состоянием антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;

— выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;

— выполнение мероприятий по подготовке к зиме, паводку, противообледенению, противопожарных, по охране окружающей среды.

6.2.2 Техническое обслуживание зданий и сооружений осуществляется энергопредприятием в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий: часть II, раздел I. Техническое обслуживание зданий и сооружений» СО 34.0-21.601-98 (РД 153-34.0-21.601-98) и другими нормативными документами по эксплуатации и техническому обслуживанию зданий и сооружений.

6.2.3 На каждом энергопредприятии:

— устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность их выполнения по каждому зданию и сооружению в соответствии с 6.2.2. и с учетом местных условий;

— назначаются ответственные исполнители по техническому обслуживанию по каждому зданию и сооружению, вводится система контроля со стороны ответственных исполнителей за устранением дефектов на закрепленных за ними зданиях и сооружениях.

6.2.4 Для учета работ по техническому обслуживанию и ремонту ведется технический журнал, на каждое здание и сооружение, в который заносятся записи о всех выполненных работах и исполнителях. Технический журнал является основным документом, характеризующим состояние эксплуатируемых объектов. Сведения, помещенные в журнале должны отражать техническое состояние зданий и сооружения на данный период времени, а также о начале его эксплуатации, служить исходными данными при составлении ведомостей (описей) объемов работ.

Формы технических журналов приведены в «Типовой инструкции по эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий. Часть 1. Организация эксплуатации зданий и сооружений » СО 153-34.21.521-91 (РД-34.21.521-91).

6.2.5 Своевременность проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию, а также ведение технических журналов постоянно контролируются службой, группой или смотрителем зданий и сооружений энергопредприятия.

6.3 Ремонт зданий и сооружений

6.3.1 Система ремонта представляет собой совокупность организационных и технических мероприятий по установлению технического состояния зданий и сооружений, проведению ремонтов конструктивных элементов и инженерного оборудования зданий и сооружений в определенные сроки с целью обеспечения исправности и эксплуатационной надежности, предупреждения их преждевременного износа.

6.3.2 Ремонт зданий и сооружений подразделяется на текущий и капитальный.

Текущий ремонт является основой нормальной эксплуатации, проведение его обеспечивает установленную долговечность конструктивных элементов, защиту их от преждевременного износа, сокращает в будущем расходы на капитальный ремонт зданий и сооружений.

К капитальному ремонту зданий и сооружений относятся работы по смене изношенных конструкций и деталей зданий и сооружений или замена их на более прочные и экономичные, за исключением полной смены или замены основных конструкций, срок службы которых в зданиях и сооружениях является наибольшим.

6.3.3 Для ремонта зданий и сооружений могут привлекаться ремонтно-строительные подразделения и цеха энергопредприятий, специализированные ремонтные предприятия, строительно-монтажные организации.

6.4 Специализация работ при ремонте зданий и сооружений.

6.4.1 Специализация ТОиР зданий и сооружений обеспечивается:

— ремонтно-строительными цехами (участками, подразделениями) энергопредприятий;

— специализированными ремонтными предприятиями по ремонту зданий и сооружений.

6.4.2 Ремонтно-строительные цеха (участки, подразделения) энергопредприятий осуществляют техническое обслуживание зданий и сооружений.

6.4.3 Специализированные ремонтные предприятия выполняют капитальные и текущие ремонты всех видов зданий и сооружений энергопредприятий.

Выбор подрядной организации для выполнения ремонта определяется на конкурсной основе.

Номенклатура работ при капитальном ремонте дымовых труб и градирен приведена в приложении 51.

6.4.4 Рекомендуемые значения соотношения стоимости работы по ремонту зданий и сооружений электростанций, выполняемых собственным персоналом и передаваемых для выполнения подрядными ремонтными организациями, приведены в 2.4.3 настоящих Правил.

6.5 Планирование ремонта

6.5.1 Планирование ремонта зданий и сооружений включает в себя разработку:

— перспективных планов ремонта основных зданий и сооружений энергопредприятий;

— годовых планов ремонта.

Перспективные и годовые планы ремонтов зданий и сооружений электростанций должны быть согласованы в установленном порядке с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами (CO-ОДУ, СО-РДУ) в случае снижения располагаемой мощности электростанции на величину, равную минимальной мощности (и более) оборудования, находящегося в оперативной подчиненности соответствующего уровня диспетчерского управления.

Здания и сооружения электростанций ТЭС с поперечными связями, энергоблоков (до 160 МВт), а также ГЭС регионального уровня, вывод в ремонт которых приводит к снижению располагаемой мощности электростанции на величину до 160 МВт, находятся в оперативном ведении СО-РДУ, СО-ОДУ.

Здания и сооружения электростанций федерального уровня ТЭС и ГЭС, вывод в ремонт которых приводит к снижению располагаемой мощности электростанции на величину 160 МВт и более, находятся в оперативном ведении CO-ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

6.5.2 Перспективный план капитального ремонта основных зданий и сооружений (приложение 52) разрабатывается на 5 лет и утверждается генерирующей или управляющей компанией на основании материалов, представляемых энергопредприятиями и служит основанием для разработки проектно-сметной документации, планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

6.5.3 Годовое планирование ремонта зданий и сооружений (дымовых труб, газоходов, градирен, золошлакоотвалов, гидротехнических и других сооружений и зданий энергопредприятий), производится в соответствии с перспективным планом, с учетом технического состояния объектов. При этом в годовой план могут быть внесены обоснованные изменения против перспективного плана. Форма годового плана приведена в приложении 53.

Контроль технического состояния объектов выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативно-технической документацией.

Объем и стоимость работ в годовом плане определяются:

— по капитальному ремонту зданий и сооружений — на основании проектно-сметной документации на ремонт;

— по текущему ремонту — на основании расценочных описей, составленных при проведении осмотров зданий и сооружений, записей технического журнала по эксплуатации зданий и сооружений.

6.5.4 При разработке перспективного и годового плана ремонта зданий и сооружений следует руководствоваться:

— периодичностью капитальных ремонтов производственных зданий и сооружений согласно приложению 54;

— периодичностью капитальных ремонтов конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергопредприятий согласно приложению 55;

— нормами периодичности контроля технического состояния дымовых труб и градирен согласно приложению 56;

— нормами простоя дымовых труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы согласно приложению 57;

— продолжительностью капитальных и текущих ремонтов дымовых труб, газоходов и градирен согласно приложению 58;

— необходимостью совмещения капитального ремонта газоходов с капитальным ремонтом котла, проверки технического состояния газоходов с текущим и средним ремонтом котла.

При планировании ремонта с продолжительностью выше нормативной или периодичностью ниже нормативной, энергопредприятием представляется в энергосистему соответствующее обоснование.

Основанием, подтверждающим необходимость проведения ремонта раньше нормативного срока (сокращение межремонтного периода) являются акты обследования, технические заключения.

6.5.5 Номенклатура ремонтных работ и продолжительность ремонта уточняются в каждом конкретном случае по техническому состоянию объекта. При этом:

— время проведения ремонта следует максимально совмещать с капитальным ремонтом соответствующего оборудования электростанций;

— ремонт объектов с большим объемом работ целесообразно планировать в несколько этапов с целью максимального сокращения времени вывода объектов из работы;

— все подготовительные работы выполнять до вывода объекта в ремонт;

— проект производства работ и график ремонта утверждаются Заказчиком.

6.5.6 При необходимости вывода дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанный с ограничением мощности электростанции, разрабатываются технические решения по переключению основного оборудования на другие сооружения или по установке на период ремонта временных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограничение мощности.

6.5.7 Текущий ремонт производится в течение всего года по плану, составленному энергопредприятием.

6.5.8 При разработке годового плана ремонта, энергопредприятием предусматривается в годовом ремонтном фонде резерв средств для проведения непланового ремонта.

6.5.9 Разработка, согласование и утверждение перспективных и годовых планов производятся в сроки, установленные генерирующей или управляющей компанией.

6.6 Подготовка к ремонту

6.6.1 Подготовка к ремонту зданий и сооружений включает в себя разработку и выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих выполнение ремонтных работ в установленные сроки с высоким качеством.

Разработка мероприятий, сроки их выполнения предусматриваются в годовых планах подготовки к ремонту энергопредприятия (Заказчика) и ремонтного предприятия (Подрядчика).

6.6.2 Энергопредприятия разрабатывают годовой план подготовки к ремонту, после согласования и утверждения годового плана ремонта, но не позднее чем за два месяца до начала ремонта.

6.6.3 Если в объем ремонта зданий и сооружений включаются сложные и трудоемкие работы по ремонту дымовых труб и градирен, то подготовка к капитальному ремонту может быть начата в году, предшествующем планируемому.

6.6.4 Для проведения ремонтных работ по восстановлению и усилению основных несущих конструкций дымовых труб, газоходов, градирен, модернизации сооружений, ремонту зданий и сооружений с заменой отдельных элементов на новые, отличающиеся по конструкции или материалам, и др., требующих специальных проектных решений, энергопредприятие заказывает разработку проектно-сметной документации проектной организации с соответствующей технической экспертизой этой документации в установленном порядке, а для дымовых труб с дополнительной экспертизой промышленной безопасности согласно «Правил безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных дымовых труб» ПБ 03-445-02.

6.6.5 Для проведения ремонта зданий и сооружений энергопредприятие (Заказчик):

1) направляет ремонтным предприятиям предложения на участие в конкурсных торгах на выполнение ремонтных работ. В предложении указываются: наименование объекта, краткая техническая характеристика, объем и номенклатура ремонтных работ, сроки начала и окончания ремонта. При необходимости выполнения ремонтов, требующих специальных проектных решений, к предложению прилагается утвержденный проект ремонта сооружения;

2) по результатам конкурсных торгов заключается договор с ремонтным предприятием, выигравшим торги на выполнение ремонтных работ. Сметная документация, ППР, ПОР, перечень основных материалов на выполнение работы со стоимостью на момент торгов, нестандартных приспособлений и оснастки, предоставляются специализированной организацией.

При проведении ремонта без усиления и замены конструкции, сметная документация разрабатывается на основании ведомости дефектов и описей работ.

Ведомость дефектов или опись работ составляется энергопредприятием и служит основанием для составления смет.

В ведомости дефектов или описи работ, составленной отдельно по каждому зданию (с указанием этажа, пролета, цеха) указываются наименование и предполагаемое количество материалов, пригодных к повторному применению, процент их годности, прикладывается пояснительная записка;

3) обеспечивает открытие и непрерывность финансирования ремонтных работ;

4) демонтирует и вывозит оборудование, мешающее производству ремонта;

5) предоставляет график передачи материалов, оборудования, изделий, увязанный со сроками выполнения ремонтных работ;

6) предоставляет график совмещения ремонтных работ и производственных процессов энергопредприятия;

7) проводит предремонтное обследование здания или сооружения комиссией, состоящей из представителей энергопредприятия, ремонтного предприятия и генерирующей или управляющей компании, с привлечением при необходимости специализированной организации. По результатам обследования составляется акт по форме приложения 59. На основании акта обследования составляется ведомость объема ремонтно-строительных работ по форме приложения 60, которая уточняется после начала ремонта;

8) передает по акту готовности к ремонту здание или сооружение подрядчику. Форма акта приведена в приложении 61.

6.6.6 До начала ремонта ремонтное предприятие (Подрядчик):

1) направляет энергопредприятию проект договора; при заключении генерального договора проект договора и график производства ремонтных работ составляется с учетом выполнения работ субподрядными организациями;

2) при заключении договора стороны вправе в особых условиях к договору предусматривать обязательства, вытекающие из конкретных условий ремонта объектов;

3) после заключения договора приступает к подготовке к ремонтным работам.

6.7 Проведение ремонта

6.7.1 Для проведения ремонта энергопредприятие:

1) обеспечивает ремонтному предприятию готовность объектов к ремонту;

2) передает в сроки, согласованные с ремонтным предприятием, разрешения соответствующих организаций на производство работ в зоне воздушных линий электропередачи и связи, проезжей части городских дорог, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных коммуникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремонту, закрытие уличных проездов, отвод участка для отсыпки строительного мусора.

Необходимость в оформлении упомянутых разрешений устанавливается на основании проектной документации и проектов производства работ;

3) выдает наряд-допуск на ремонт ремонтно-строительным подразделениям электростанции, а привлекаемым подрядным организациям — акт-допуск;

4) обеспечивает допуск ремонтных рабочих в зону ремонта;

5) обеспечивает при необходимости временный перенос линий электропередачи, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения и др., пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, согласно Правил техники безопасности, освобождение приобъектной территории от временных строений, выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлоконструкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонтных работ;

6) передает по договоренности сторон необходимые для выполнения ремонта материалы, оборудование и изделия ремонтному предприятию;

7) выполняет отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта дымовых труб и градирен;

8) при ремонтных работах по наружной поверхности дымовых труб, несущих на стволах подвески линий электропередачи, осуществляет снятие напряжения, если проектом производства работ не предусмотрена возможность выполнения работ без снятия напряжения;

9) в случае невозможности изолировать зону производства ремонтных работ осуществляет мероприятия по ППБ и ПТБ в соответствии с проектом производства работ;

10) обеспечивает по договоренности сторон ремонтное предприятие грузоподъемными механизмами и автотранспортом, находящимися в эксплуатации в энергопредприятии;

11) предоставляет ремонтным рабочим возможность пользоваться социально-коммунальными услугами наравне со своими рабочими (водо-, газо-, паро-, электроснабжением, канализацией, столовой, библиотекой и пр.);

12) осуществляет в процессе ремонта технический надзор и контроль за соответствием объема, стоимости выполненных работ проектно-сметной документации, правилам производства работ, соответствием материалов, изделий, конструкций государственным стандартам и техническим условиям без вмешательства в оперативно-хозяйственную деятельность ремонтного предприятия. В случае выявления в процессе ремонта объемов, не учтенных в проектно-сметной документации, решает вопрос с ремонтным предприятием об увеличении (уменьшении) объемов работ, пересмотра проектно-сметной документации за счет Заказчика;

13) производит приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями ремонтных работ с составлением актов;

14) производит присоединение сетей после извещения о готовности сетей к присоединению;

15) принимает законченные ремонтом объекты.

6.7.2 Ремонтное предприятие:

— приступает к производству ремонтных работ в сроки, указанные в договоре при наличии утвержденной проектно-сметной документации, разрешений, документов, указанных в 6.7.1;

— выполняет работы по ремонту зданий и сооружений в соответствии с утвержденной проектно-сметной документацией, проектом производства работ; разрешается применение типовых проектов производства работ, типовых технологических карт с привязкой к месту выполнения работ;

— обеспечивает с начала производства работ оформление наряда-допуска, своевременную выдачу заданий производителям работ и бригадирам, контроль за выполнением производителями ремонта требований проекта ремонта, проекта производства работ, строительных норм и правил, ПТЭ, ППБ, ПТБ, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, технический надзор за качеством применяемых материалов и выполняемых работ;

— обеспечивает своевременную сдачу по акту Заказчику скрываемых последующими работами или конструкциями ремонтных работ, извещает Заказчика о готовности сетей к присоединению, сдачу отремонтированных объектов.

6.7.3 Энергопредприятие и ремонтное предприятие несут ответственность за выполнение условий договора, соблюдение сроков подготовки, ведения и окончания работ, оформление актов скрываемых работ, соответствие выполненных и оплаченных работ, своевременную сдачу отремонтированного объекта в эксплуатацию; учет трудовых и материальных ресурсов и выполнение договорных обязательств, предусмотренных особыми условиями к договору.

6.8 Приемка зданий и сооружений в эксплуатацию

6.8.1 Подрядчик сдает, а Заказчик (энергопредприятие) принимает здание, сооружение или помещение из ремонта в соответствии с утвержденной проектно-сметной документацией, правилами производства работ в срок, установленный договором.

6.8.2 Приемка зданий и сооружений из капитального ремонта осуществляется приемочной комиссией, назначаемой приказом по энергопредприятию при участии ответственных представителей ремонтной организации и представителей эксплуатационной службы энергопредприятия.

Приемка выполненных работ по текущему ремонту зданий и сооружений осуществляется службой или смотрителем зданий и сооружений энергопредприятий в присутствии исполнителей ремонтных работ и представителя эксплуатационного подразделения, ответственного за данное подразделение.

6.8.3 Приемочная комиссия осуществляет контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного объекта и качество выполненных ремонтных работ.

Техническая документация, предъявляемая приемочной комиссии при сдаче объекта из капитального ремонта включает в себя проектно-сметную документацию, исполнительные чертежи, журналы производства работ, акты скрытых работ. При сдаче объекта из текущего ремонта представляется документация в соответствии с приложениями 59, 60, 61, 62.

6.8.4 При приемке в эксплуатацию отремонтированных объектов необходимо руководствоваться СНиП 3.01.04-87.

Форма акта приемки из ремонта зданий и сооружений приведена в приложении 62.

6.8.5 Приемка в эксплуатацию объектов из капитального ремонта разрешается только после выполнения всех работ, предусмотренных проектом или сметами на ремонт объекта в целом или его очередей.

6.8.6 Запрещается приемка в эксплуатацию зданий и сооружений из капитального ремонта с недоделками.

6.8.7 Оценка качества ремонтных работ производится энергопредприятием в процессе производства ремонтных работ и при приемке объекта из ремонта аналогично строительным работам в соответствии со СНиП.

6.8.8 При оценке качества выполнения ремонтных работ и работ по модернизации дымовых труб, газоходов, градирен следует руководствоваться утвержденной проектной документацией; СНиП по соответствующим видам работ, «Инструкцией по эксплуатации железобетонных и кирпичных дымовых труб и газоходов энергопредприятий» СО 34.21.523-99 (РД 153-34.1-21.523-99), «Типовой инструкцией по приемке и эксплуатации башенных градирен» СО 34.22.402-94 (РД 34.22.402-94).

6.8.9 Техническая документация по выполненным работам и акты приемки отремонтированных зданий и сооружений из капитального ремонта хранятся на предприятии.

6.8.10 Сведения о выполненном капитальном ремонте заносятся в паспорт производственного здания и сооружения.

Сведения о текущем ремонте вносятся в технический журнал эксплуатации зданий, сооружений.

Приложение 1

(справочное)

Техническое обслуживание и ремонт. Основные понятия. Термины и определения

В приложении приведены термины и определения основных понятий, применяемые в технической документации и производстве в области технического обслуживания и ремонта и использованные в Правилах.

Термины и определения понятий, установленные государственными стандартами и другими нормативными документами, приведены с соответствующими ссылками. Для применяемых в Правилах специальных понятий приведены определения без ссылок.

В некоторых случаях для терминов, получивших разные определения в нескольких нормативных документах, приведены две или более формулировки определений, пронумерованные в порядке их изложения, со ссылками на соответствующие НД.

1. Общие понятия

2. Техническое состояние и надежность

3. Техническое обслуживание и ремонт

4. Контроль технического состояния и диагностирование

5. Обеспечение качества

Таблица 1.1 — Алфавитный указатель терминов

Приложение 2

(рекомендуемое)

Основные функции отдела планирования и подготовки ремонта

Отдел планирования и подготовки ремонта (ОППР) выполняет организационно-техническую подготовку технического обслуживания и ремонта (ТОиР) на электростанции для планомерного и эффективного проведения работ, рационального использования финансовых, материальных и трудовых ресурсов, обеспечения качества отремонтированного оборудования, зданий и сооружений.

Основными функциями ОППР являются:

— организационное обеспечение финансирования ТОиР;

— обеспечение и контроль качества ТОиР;

— планирование ТОиР;

— материально-техническое обеспечение ТОиР;

— конструкторско-технологическое обеспечение ТОиР;

— организация и координация деятельности исполнителей ТОиР;

— организация использования программного обеспечения автоматизированных систем управления ТОиР, ведение делопроизводства и отчетности ОППР.

В зависимости от конкретных условий и организационной структуры электростанции функции ОППР могут быть дополнены или конкретизированы.

Деятельность ОППР при выполнении основных функций предусматривает решение задач, перечисленных ниже и сгруппированных по каждой из функций.

1. Организационное обеспечение финансирования ТОиР

включает решение следующих задач:

— организация и участие в разработке нормативов затрат на ремонт по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений;

— организация формирования и распределения величины затрат на ремонт по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений с созданием финансовых резервов на уровне электростанции;

— разработка смет на выполнение работ собственным ремонтным персоналом и подрядными организациями;

— подготовка комплекта обосновывающих документов, осуществление защиты и утверждения в установленном порядке величины ремонтной составляющей тарифа;

— организация контроля и учета использования финансовых затрат на ТОиР по всем направлениям деятельности, включая и использование созданных резервов;

— ведение базы данных по использованию финансовых затрат на ТОиР и на основе их анализа подготовка рекомендаций по рациональному распределению и эффективному использованию, а также по стимулированию за снижение финансовых затрат на ТОиР;

— участие в разработке местных норм оплаты труда ремонтного персонала.

2. Планирование ТОиР
включает решение следующих задач:


— разработка и формирование сводного перспективного плана ремонта оборудования, зданий и сооружений в целом по электростанции, а также перспективного плана ремонта отдельных групп или видов оборудования;

— определение совместно с планово-экономическим отделом суммарных объемов потребности финансовых, материальных и трудовых ресурсов для выполнения ремонта, предусматриваемого сводным перспективным планом в целом по электростанции и перспективным планом по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений;

— доработка совместно с планово-экономическим отделом сводного перспективного плана ремонта сбалансированного по финансовым, материальным и трудовым ресурсам в целом по электростанции и перспективного плана по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений;

— разработка и формирование годового плана ремонта оборудования, зданий и сооружений в целом по электростанции;

— разработка и формирование годового плана ремонта по отдельным группам или видам оборудования, в том числе графика ремонта оборудования, ремонтируемого без остановки энергоблока;

— распределение объема ремонта по организациям-исполнителям и согласование с ними объемов и сроков выполнения работ;

— организация проведения конкурсных торгов и заключения договоров с подрядными организациями на проведение ремонтных работ;

— разработка месячных планов и графиков ремонта по отдельным группам или видам оборудования;

— обеспечение непрерывности процесса планирования, организационно-технической подготовки и выполнения ТОиР;

— разработка и формирование годового плана подготовки к ремонтам в целом по электростанции;

— разработка планов подготовки к ремонту энергоблоков или энергоустановок;

— оформление акта готовности электростанции к проведению ремонта энергоблока или энергоустановки;

— организация и участие совместно с производственными подразделениями (цехами, участками) в проведении предремонтных испытаний, определение фактического технического состояния оборудования и составление ведомости дефектов;

— разработка и формирование ведомостей объемов работ на капитальный и средний ремонт энергоблоков или энергоустановок;

— разработка сетевых графиков ремонта;

— организация расчета, обоснования и согласования в необходимых случаях сверхплановой продолжительности ремонта;

— разработка мероприятий по выполнению дополнительного объема работ, выявленного в процессе ремонта, и их согласование;

— ведение базы данных о выполненных ремонтных работах и использованных ресурсах, сопоставление результатов ремонтных воздействий с понесенными затратами;

— ведение статистического учета объемов и периодичности ремонта, повреждаемости оборудования и его составных частей, зданий и сооружений, причин ремонта, повторяемости дефектов, ресурсов работы и т.д.;

— организация и участие в разработке нормативов планово-предупредительного ремонта на энергоблок, энергоустановку и оборудование установки, включая объемы, периодичность и продолжительность ремонта;

— организация и участие в разработке нормативно-технических документов по ремонту конкретных видов оборудования с учетом его технического состояния.

3. Обеспечение и контроль качества ТОиР
включает решение следующих задач:


— организация и обобщение предложений по организационно-техническим мероприятиям, включаемым в перспективный, годовой и конкретный планы подготовки к ремонту;

— контроль наличия и качества комплектов ремонтных, конструкторских и технологических документов по видам оборудования, зданий и сооружений;

— контроль договоров с ремонтными предприятиями в части установления особых условий по оценке качества и по гарантийным обязательствам;

— организация и непосредственное участие во входном контроле запасных частей и материалов, используемых при ремонте;

— установление в наряд-заказах, предписаниях на выполнение ремонтных работ требований к качеству их выполнения и к качеству отремонтированного оборудования и его составных частей, зданий и сооружений, соблюдение требований НТД, технологической и конструкторской документации;

— определение по результатам дефектации с учетом предремонтных эксплуатационных испытаний необходимости выполнения запланированных и дополнительных ремонтных работ;

— проведение оперативного контроля качества выполняемых ремонтных работ;

— контроль соответствия отремонтированных составных частей оборудования, зданий и сооружений требованиям НТД и конструкторской документации;

— проверка соблюдения технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации);

— контроль за составлением организационно-технических документов (протоколов, актов, ведомостей, карт контроля и измерений и др.) по результатам приемки и опробования в процессе ремонта. Участие в работе комиссий по приемке оборудования и установок из ремонта;

— рассмотрение и анализ полноты и правильности информации в документации, составленной в процессе ремонта и предъявляемой приемочной комиссии;

— контроль и анализ результатов испытаний и приемки с целью установления оценки качества отремонтированного оборудования;

— контроль и анализ выполнения предприятиями-исполнителями ремонта основных и дополнительных требований, определяющих качество выполненных ремонтных работ, с целью установления оценки качества;

— контроль результатов подконтрольной эксплуатации оборудования для установления окончательных оценок качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ;

— контроль полноты и правильности информации в отчетных документах по выполненному ремонту;

— учет и участие в расследовании причин аварий и отказов;

— рекламационная работа с поставщиками оборудования, материалов и ремонтными предприятиями;

— участие в контроле технического состояния оборудования, зданий и сооружений, в проведении необходимых испытаний;

— анализ результатов эксплуатационных испытаний и диагностических параметров, организация и участие в разработке предложений по повышению надежности оборудования, зданий и сооружений, определению необходимых объемов ремонта;

— организация и участие в разработке регламентов ТОиР конкретных видов энергооборудования;

— формирование и совершенствование процессов и схем организации производства ремонтных работ;

— организация и участие в разработке методик испытания оборудования, программ вывода его в ремонт и вводов в эксплуатацию;

— планирование, организация и участие в проведении освидетельствования механизмов и оборудования, подведомственных Госгортехнадзору;

— планирование и контроль своевременности выполнения предписаний органов Государственного надзора, Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей РАО «ЕЭС России», приказов и циркуляров, писем заводов-изготовителей и т.д.;

— контроль выполнения производителями ремонтных работ графика ремонта энергоблока, энергоустановок, отдельных видов оборудования, зданий и сооружений.

4. Материально-техническое обеспечение ТОиР
включает решение следующих задач:


— организация и участие в разработке:

— норм расхода на ремонт материалов и запасных частей;

— нормокомплектов технологической оснастки и инструмента;

— номенклатуры и объемов обменного фонда оборудования и отдельных составных частей и деталей;

— норм аварийного (неснижаемого) запаса материалов;

— автоматизированной системы складского учета материальных ценностей;

— составление ежегодных заявок на оборудование, запасные части и материалы, необходимые для проведения ремонта по отдельным группам или видам оборудования;

— составление сводных в целом по электростанции ежегодных заявок на оборудование, запасные части, материалы, технологическую оснастку и инструмент;

— организация проведения конкурсных торгов и заключения договоров с предприятиями-поставщиками оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента, согласование условий и сроков их поставки;

— контроль выполнения договоров по поставке оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента;

— производство приемки на склад поступающих оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента, контроль их соответствия техническим требованиям, условиям договора, сертификатам;

— контроль условий и правильности хранения оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента на складе;

— производство систематического учета наличия и расходования оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента;

— организация передачи на склад использованного оборудования, запасных частей, технологической оснастки и инструмента, принятие решения по их дальнейшему использованию (восстановление, списание);

— организация и контроль своевременности выдачи материалов, запасных частей, спецоснастки, специнструмента, оборудования, требуемых для выполнения планируемых ремонтных работ, со складов электростанции.

5. Конструкторско-технологическое обеспечение ТОиР

включает решение следующих задач:

— ведение перечня и фонда ГОСТ, ОСТ, ТУ и руководящих документов;

— разработка конструкторской документации на изготовление ремонтной оснастки, инструмента, запасных частей, узлов и деталей оборудования и т.д., согласно действующих ГОСТ, ОСТ и другой НТД;

— своевременное внесение изменений в конструкторскую документацию после ремонта или модернизации оборудования;

— разработка технологической документации на ремонт оборудования, проектов производства ремонтных работ, ремонтных формуляров или технологических карт контроля и измерений, планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков и т.д.;

— осуществление авторского сопровождения за проведением ремонтных работ по технологиям, разработанным ОППР;

— организация заключения договоров с проектными, научными, конструкторско-технологическими организациями на разработку необходимой технической документации, относящейся к подготовке и производству ремонта, контроль исполнения договоров и согласование разработанной документации;

— учет и хранение подлинников, копирование, размножение и обеспечение производителей ремонтных работ технической и организационной документацией.

6. Организация и координация деятельности исполнителей ТОиР

включает решение следующих задач:

— создание и организация использования в ремонтной деятельности минимально необходимого и достаточного документооборота, обязательного для применения как собственным ремонтным персоналом электростанции, так и привлекаемыми к выполнению ремонтных работ подрядными организациями;

— распределение планируемых ремонтных работ по исполнителям на основе требований нарядов, предписаний;

— организация получения со склада электростанции материалов и запасных частей, требуемых для выполнения планируемых ремонтных работ;

— организация перевода ремонтного персонала от одного вида ремонтных работ на другие, комплектование бригад не от вида оборудования, а от номенклатуры и объемов требований, нарядов и предписаний, срочности их выполнения;

— ведение таблицы расписания работ по каждому исполнителю, контроль степени исполнения (законченности) ремонтных работ и плановых сроков их выполнения.

7. Организация разработки и использования программного обеспечения автоматизированных систем управления ТОиР, ведение делопроизводства и отчетности ОППР

включает решение следующих задач:

— организация обследования и анализа состава и содержания автоматизируемых функций информационного сопровождения процесса ТОиР, объектов учета, паспортизация объектов учета;

— организация и формирование технических требований к разработке (локализации, адаптации, настройке) программно-математического обеспечения, необходимого для решения задач и нормального функционирования всей автоматизированной системы организации и управления ТОиР электростанции;

— обеспечение автоматизированных связей с другими подразделениями электростанции, управляющими и генерирующими компаниями, другими вышестоящими организациями;

— организация эксплуатации и технического обслуживания информационных технологий управления ТОиР, компьютерной техники отдела;

— организация и ведение делопроизводства и отчетности отдела.

Приложение 3

(рекомендуемое)

ФИНАНСИРОВАНИЕ РЕМОНТА И СМЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ

ДОКУМЕНТАЦИЯ

1. Финансирование ремонта осуществляется путем включения расходов на все виды ремонтов и технического обслуживания основных производственных фондов энергопредприятий в состав затрат на производство и реализацию электрической и тепловой энергии.

2. Генерирующие, управляющие компании совместно с энергопредприятиями планируют затраты на все виды ремонтов производственных основных фондов за счет себестоимости электрической и тепловой энергии.

В соответствии с главой 25 части II Налогового Кодекса Российской Федерации затраты на проведение всех видов ремонтов основных производственных фондов включаются в себестоимость продукции (работ, услуг) по соответствующим элементам затрат (материальным затратам, затратам на оплату труда и другим).

3. За счет средств, выделяемых на ремонт, финансируются затраты по поддержанию основных производственных фондов в исправном состоянии, в том числе:

— расходы на техническое обслуживание, проведение текущего, среднего и капитального ремонтов, включая затраты на демонтаж и монтаж ремонтируемого оборудования и транспортировку объектов ремонта;

— расходы по подготовке к ремонту и другие мероприятия, связанные с производством ремонта, включая затраты по разработке необходимой для ремонта технической документации, проведению испытаний и наладке оборудования;

— расходы по приобретению необходимых для ремонта запасных частей и материалов, инструмента и приспособлений и других средств и предметов труда, включая затраты по проведению их входного контроля, а также транспортно-заготовительные расходы.

4. Величина ремонтных затрат на планируемый год устанавливается с разбивкой по кварталам на основе годовых планов технического обслуживания и ремонта основных фондов энергопредприятия и сроков проведения ремонтов.

Размер ремонтных затрат генерирующей, управляющей компании определяется как сумма ремонтных затрат энергопредприятий, входящих в ее состав.

Планирование ремонтных затрат целесообразно осуществлять в автоматизированном режиме (например, в среде АС «Энергоремонт»).

5. Величина ремонтных затрат при формировании и утверждении тарифов на электрическую и тепловую энергию на планируемый период должна быть рассмотрена, согласована и утверждена Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) или Региональной энергетической комиссией (РЭК) в установленном порядке в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 02.04.02 № 226 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии», согласно которому при определении включаемых в регулируемые тарифы (цены) расходов на проведение ремонтных работ необходимо руководствоваться:

— нормативами расходов на ремонт основных производственных фондов (с учетом их обоснованной индексации), утвержденными уполномоченными органами по согласованию с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации;

— при проведении расчетов цен на сырье, материалы, работы и услуги производственного характера, топливо для технических целей и на услуги по его перевозке, а также на иные товары и услуги необходимо применять:

1) регулируемые государством тарифы (цены);

2) цены, установленные на основании договоров, заключенных в соответствии с правилами закупок (конкурсов, торгов);

3) официально опубликованные прогнозные рыночные цены и тарифы, установленные на расчетный период регулирования, в том числе биржевые котировки цен (в случае отсутствия договорных цен). При отсутствии договорных цен применяются прогнозные индексы изменения цен в целом по отраслям промышленности, разрабатываемые Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации;

— программами проведения ремонтных работ с целью обеспечения надежного и безопасного функционирования производственно-технических объектов и предотвращения возникновения аварийных ситуаций, утвержденными регулирующими органами.

6. Величина ремонтных затрат на планируемый период определяется как сумма величин затрат на выполнение:

— типовых объемов и номенклатуры ремонтных работ;

— сверхтиповых ремонтных работ.

Величина затрат на выполнение типовых объемов и номенклатура ремонтных работ определяется в соответствии с «Методическими рекомендациями по определению нормативной величины затрат на ремонт основных производственных фондов электростанций» и «Нормативами затрат на ремонт в процентах от балансовой стоимости групп и видов основных фондов».

Величина затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ определяется в соответствии с «Методическими рекомендациями по формированию и согласованию величины затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ».

Рассмотрение, согласование и утверждение величины ремонтных затрат на выполнение типовых объемов ремонтных работ должно производиться на основании анализа представляемых электростанциями следующих документов:

номенклатуры и объемов ремонтов за предшествующий и на планируемый годы;

— годового плана ремонтов за предшествующий и на планируемый годы;

— реестра договоров с подрядными организациями.

Процедура рассмотрения, согласования и утверждения величины ремонтных затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ должна производиться в соответствии с «Методическими рекомендациями по формированию и согласованию величины затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ».

7. Для рационального и экономичного использования средств, выделяемых на ремонт, обеспечения сбалансированности финансового плана ремонтов целесообразно создание и функционирование в генерирующих, управляющих компаниях и энергопредприятиях инструкций, положений и др. документации, определяющей требования и порядок формирования, планирования, распределения, учета и контроля использования ремонтных затрат.

8. Сметы и калькуляции на ремонт оборудования, дымовых труб, градирен, газоходов, золошлакопроводов и тепловых сетей составляются в соответствии с «Методическими указаниями по формированию смет и калькуляций на ремонт энергооборудования» СО 34.20.607-2002 (РД 153-34.1-20.607-2002), а на ремонт зданий и сооружений в соответствии с Государственными элементными сметными нормами (ГЭСН-2001) по Постановлению Госстроя РФ от 08.04.02 № 16 «О мерах по завершению перехода на новую сметно-нормативную базу ценообразования в строительстве».

Сметы составляются после утверждения:

— годового плана ремонта и составления ведомости объема работ капитального, среднего, текущего ремонтов оборудования установки;

— годового плана ремонта и составления ведомости объема работ капитального, среднего, текущего ремонтов вспомогательного и общестанционного оборудования;

— годового плана ремонта и составления ведомости объема работ капитального и текущего ремонтов зданий и сооружений;

— годового графика ремонта и составления ведомости объема работ или проекта ремонта оборудования тепловой сети.

Сводную смету на все виды ремонта оборудования, зданий и сооружений с указанием стоимости работ, услуг подрядных организаций, а также стоимости материалов и запасных частей с разбивкой по группам оборудования, зданиям и сооружениям, указанным в таблице ниже, составляет энергопредприятие.

Энергопредприятие может привлекать для составления смет компетентные организации и предприятия-участников рынка ремонтных услуг.

9. При изменении ведомости объема работ производится уточнение сметной стоимости ремонта оборудования, зданий и сооружений.

Утверждение уточненных смет должно быть произведено энергопредприятием не позднее следующих плановых сроков до сдачи оборудования в эксплуатацию:

— при продолжительности ремонта до 30 дней — за 10 дней;

— при продолжительности ремонта свыше 30 дней — за 15 дней.

10. Расчеты за выполненные внеплановые ремонты производятся по исполнительным сметам.

11. Порядок взаиморасчетов с Подрядчиками за выполненные работы осуществляется на основании условий, изложенных в хозяйственных договорах.

Расчеты с Подрядчиками за выполненные работы по ремонту оборудования, зданий и сооружений производят по степени готовности в соответствии с уточненной сметной стоимостью ремонта.

Ремонтное предприятие (Подрядчик) представляет энергопредприятию (Заказчику) акты приемки выполненных работ по ремонту оборудования, зданий и сооружений в полном соответствии с уточненной сметой и фактически выполненным объемом работ.

Акты приемки выполненных работ прилагаются к счетам на оплату.

Энергопредприятие (Заказчик) обеспечивает оформление всех необходимых документов для оплаты выполненных работ в сроки, установленные договором.

12. Энергопредприятие ведет нарастающим итогом с начала года учет затрат на ремонт по каждой группе основных производственных фондов, указанной в таблице.

Таблица

ПЕРЕЧЕНЬ

групп основных производственных фондов электростанций, для которых

производится распределение годовой суммы затрат на ремонт

Приложение 4

(рекомендуемое)

НОМЕНКЛАТУРА И РЕГЛАМЕНТИРОВАННЫЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ

КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

В настоящем приложении приведена номенклатура и регламентированный (типовой) объем работ при капитальном ремонте оборудования ТЭС с поперечными связями*, ГЭС, выполняемых в сроки, предусмотренные нормами простоя в плановых ремонтах, согласно приложению 6 Правил.

_________________

* Номенклатура и объем работ по капитальному ремонту оборудования энергоблоков приведены в нормативах планово-предупредительного ремонта оборудования для энергоблоков.

1. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте котла*

__________________

* Номенклатура и объем работ при капитальном ремонте котлов паропроизводительностью 320-500 т/ч устанавливаются по нормативам планово-предупредительного ремонта котлов энергоблоков 150-200 МВт.

1.1. Подготовительные работы

расстановка такелажного оборудования;

доставка материалов и запчастей на ремонтную площадку;

расшлаковка топки и наружная очистка труб поверхностей нагрева и воздухоподогревателей, очистка от золы и шлака газоходов, бункеров, системы золошлакоудаления;

очистка поверхностей нагрева котла, коллекторов, барабанов;

установка лесов, подмостей, люлек и ограждений;

гидравлическое испытание котла с последующей, при необходимости, консервацией поверхностей нагрева против коррозии;

наружный осмотр котла с проверкой состояния обшивки, каркаса, опор и подвесок барабанов, камер трубопроводов, лестниц, площадок и фундаментов;

проверка возможности свободных перемещений элементов котла при тепловых расширениях;

проверка плотности топок, газоходов и пылесистем, золоуловителей;

выполнение мероприятий по технике безопасности и пожарной безопасности.

1.2. Поверхность нагрева топочной камеры котла

контроль технического состояния труб поверхностей нагрева (осмотр, измерение толщины стенки и диаметра, вырезка образцов);

правка (рихтовка)* труб поверхности нагрева с заменой деталей дистанционирования;

_______________

* Здесь и далее под трубой подразумевается участок трубы, проходящий в плоскости одной топочной стены, или участок трубы, ограниченный коллектором и первым двойным отводом или двумя отводами.

замена дефектных участков труб кипятильного пучка котлов низкого и среднего давления до 10% общего числа;

замена дефектных участков труб топочной камеры котлов до 10% общего числа труб;

замена дефектных участков труб настенного радиационного пароперегревателя и двухсветного экрана до 10% общего числа;

замена дефектных участков потолочного пароперегревателя и горизонтального газохода до 5% общего числа;

восстановление ошиповки до 10% общего числа шипов;

замена устройства для защиты труб от пылевого и золового износа;

осмотр вальцовочных соединений с барабанами и коллекторами (с внутренней и, в доступных местах, с наружной стороны);

устранение неплотностей вальцовочных соединений без замены труб;

осмотр, очистка и ремонт лючковых затворов и зеркал лючковых отверстий коллекторов (камер);

контроль состояния металла и сварных соединений трубных систем котла, барабанов, коллекторов (камер) и трубопроводов в соответствии с действующими инструкциями и руководствами;

контроль деформации коллекторов и состояния не обогреваемых труб;

контроль состояния угловых сварных швов;

проварка дефектных сварных соединений;

проверка и настройка натяжения пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор коллекторов и трубопроводов в пределах котла;

ремонт гидрозатворов.

1.3. Барабаны котла

внутренняя очистка барабанов и внутрибарабанных устройств;

контроль технического состояния обечаек, днищ, клепаных и сварных швов, барабанов, сухопарников, грязевиков и камер;

контроль технического состояния трубных решеток и стенок отверстий опускных труб, вводов питательных линий, штуцеров линий рециркуляции, водоуказательных приборов;

проверка подвесок и опор барабанов с ремонтом или заменой дефектных деталей и указателей температурных расширений;

осмотр и ремонт зеркал лазов.

1.4. Сепарационные устройства

осмотр и ремонт внутрибарабанных устройств

контроль технического состояния и ремонт выносных сепарационных устройств;

контроль и переварка дефектных швов;

проверка натяжения пружин, осмотр, ремонт и наладка подвесок и опор.

1.5. Пароперегреватели

контроль технического состояния труб с проверкой на золовой износ и измерением остаточной деформации, вырезка контрольных образцов;

рихтовка труб ширм и змеевиков, осмотр стыков, замена до 10% общего числа деталей дистанционирования;

замена до 5% общего числа ширм;

замена отглушенных змеевиков до 10% общего числа;

замена устройств для защиты труб от дробевого и золового износа;

контроль сварных швов коллекторов и перепускных труб;

осмотр и ремонт опорной и подвесной системы;

наружный и внутренний осмотр коллекторов с проверкой опор и креплений.

1.6. Регуляторы перегрева пара

проверка технического состояния;

контроль деформации коллекторов и перепускных труб;

контроль сварных швов;

проверка и ремонт опорной системы;

дефектоскопия камер пароохладителей в районе впрысков.

1.7. Паропроводы котла

проверка технического состояния паропроводов в пределах котла;

вырезка контрольных участков труб;

контроль сварных швов, гибов, литых отводов и деформации труб;

проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс;

замена участков паропроводов до 3% общего объема;

переварка дефектных стыков (до 10 стыков);

проверка натяжения пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор;

ремонт реперов.

1.8. Гарнитура котла

проверка и ремонт взрывных клапанов, шиберов, лазов, гляделок, шлаковых и золовых затворов;

проверка и ремонт деталей охлаждения опорных конструкций конвективных поверхностей нагрева;

проверка и ремонт обдувочных, виброочистных и дробеочистных устройств;

осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отбора проб воды и пара.

1.9. Топочные устройства

проверка и ремонт основных, сбросных и вспомогательных горелок (за исключением реконструкции горелок);

проверка и ремонт газовоздухопроводов и пылепроводов в пределах горелок с заменой до 10% брони пылепроводов;

проверка и ремонт мазутных форсунок и паромазутопроводов с арматурой в пределах горелок;

замена до 20% паромазутопроводов;

проверка и ремонт механических решеток с заменой износившихся колосников, деталей ходовой части и привода, правка и замена бипсов (без замены опорных рам решеток).

1.10. Обшивка

проверка плотности обшивки котла;

ремонт или замена обшивки (до 10% общей площади);

устранение присосов.

1.11. Обмуровка

ремонт обмуровки (системы огнеупорных и теплоизоляционных ограждений или конструкций котла) до 15% общего объема, находящегося в эксплуатации, в том числе: пода топки (холодной воронки, шлакового комода), стен радиационной части котла, коллекторов (камер), потолка, амбразур горелок, мест прохода труб через обмуровку, амбразур для обдувочных аппаратов, натрубной набивки пода и зажигательного пояса, температурных швов, зазоров (разделка) между элементами поверхностей нагрева, уплотнений топки и газоходов, оборудования и узлов конвективной части котла, гарнитуры.

1.12. Экономайзер и переходная зона

замена змеевиков до 5% общего числа;

вырезка контрольных участков из труб змеевиков;

рихтовка змеевиков с заменой деталей дистанционирования до 10% общего числа;

замена устройств для защиты труб от дробевого и золового износа;

контроль сварных швов коллекторов и перепускных труб;

проверка состояния и ремонт опорной системы.

1.13. Трубчатые воздухоподогреватели

очистка и дефектация трубчатых воздухоподогревателей;

проверка и восстановление плотности воздухоподогревателей, коробов и компенсаторов.

1.14. Газовоздухопроводы

очистка от золы;

проверка и ремонт шиберов, взрывных клапанов и опор;

ремонт коробов с устранением неплотностей и с заменой изношенных участков (до 5% общей массы);

замена компенсаторов (до 10% общего числа).

1.15. Калориферная установка

проверка и ремонт калориферов с заменой секций (до 20% общего количества);

проверка, ремонт или замена арматуры.

1.16. Тепловая изоляция

ремонт тепловой изоляции (до 20% монтажного объема), в том числе: главного паропровода, трубопроводов ГПП, ХПП, труб водоспускной системы, коллекторов, трубопроводов питательной воды, трубопроводов регулирования температуры острого пара, газовоздухопроводов, трубопроводов дренажа и впрыска, калориферной установки.

1.17. Каркас, лестницы и площадки

проверка и ремонт элементов каркаса котла и воздухоподогревателя (без замены несущих конструкций);

проверка и ремонт лестниц и площадок;

окраска металлоконструкций.

1.18. Заключительные работы

кислотная промывка;

гидравлическое испытание котла;

снятие лесов, подмостей и люлек, уборка такелажа и ремонтной оснастки;

испытание на плотность топки и конвективной шахты, газоходов, пылесистем, золоуловителей;

настройка предохранительных клапанов;

проверка котла на паровую плотность;

уборка рабочих мест и ремонтных площадок от мусора и отходов.

2. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте

регенеративных воздухоподогревателей

ревизия опор с разборкой и устранением дефектов;

замена смазки подшипников;

проверка горизонтальности опор, выставка вала по вертикали;

ремонт основного привода с демонтажем, разборкой и заменой дефектных деталей планетарного мотора-редуктора;

ремонт амортизатора, подвижной плиты, замена или разворот звездочки;

сборка, обкатка и регулировка основного привода (электропривод);

ремонт вспомогательного привода с демонтажем и разборкой гидромотора;

проверка цилиндрического тихоходного редуктора;

ремонт маслонасосной станции;

замена набивки ротора (до 30%);

ремонт радиальных уплотнений с полной разборкой рычажной системы подвески плит;

замена полос радиальных уплотнений (до 50%);

проверка биения фланцев и их механическая обработка;

проверка цевочного обода с устранением дефектов;

ремонт деталей подвески с заменой дефектных деталей и выверкой полос аксиальных уплотнений;

регулировка уплотнений;

ремонт периферийных и центральных уплотнений и уплотнений вала с заменой дефектных деталей и проверкой их подвижности;

замена дефектных компенсаторов;

ремонт сервопривода с разборкой и заменой дефектных деталей;

проверка плотности корпуса с устранением присосов и пыления;

проверка и ремонт устройств для очистки набивки ротора и устройств пожаротушения;

ремонт тепловой изоляции (до 15% монтажного объема).

3. Номенклатура и регламентированный объем работ

при капитальном ремонте тягодутьевых машин

проверка и ремонт вентиляторов и дымососов с заменой или ремонтом деталей ходовой части;

проверка и ремонт направляющих аппаратов и их приводов;

частичная замена брони корпуса и карманов;

устранение неплотностей и присосов;

статическая и динамическая балансировка.

4. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте мельниц и оборудования пылесистем

проверка и ремонт бункеров, топливных рукавов;

проверка и ремонт шаровых барабанных углеразмольных мельниц (ремонт или замена подшипников, сортировка или добавление шаров, проверка и ремонт патрубков, приводов, системы смазки, венцовых шестерен и замена до 50% брони);

проверка и ремонт молотковых мельниц (замена бил и билодержателей, ремонт или замена подшипников, проверка и ремонт корпуса, ротора, системы охлаждения вала, уплотнений, сепараторов и замена до 50% брони);

опрессовка пылесистемы и замена 80% элементов мигалок, проверка и ремонт мельничных вентиляторов с заменой рабочих колес и 50% брони;

ремонт сепараторов пыли с заменой 25% дефектных лопаток, рычагов и тяг приводов; 25% цилиндрической части наружного корпуса и внутреннего конуса; 100% течки внутреннего конуса; 10% отдельных участков патрубка сепаратора;

ремонт взрывных клапанов с заменой 100% мембран и 25% поддерживающих решеток и отводов;

ремонт пылевых циклонов типа НИОГАЗ с заменой 50% спирального листа и 25% брони, цилиндра, конуса, короба и патрубка;

ремонт питателя пыли с заменой до 50% рабочих колес, до 25% тарелок и 100% подшипников;

замена пылепроводов (до 20%);

ремонт тепловой изоляции (до 5% монтажного объема);

проверка систем пожаротушения.

5. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте оборудования золоудаления

проверка и ремонт шлаковых и золовых затворов, установок непрерывного шлакоудаления и шлакодробилок;

проверка и ремонт золосмывных аппаратов с арматурой и примыкающими трубопроводами;

замена до 25% общей массы брони золосмывных аппаратов;

проверка и ремонт багерных и шламовых насосов, входящих в комплект ремонтируемой котельной установки;

замена футеровки шлаковых каналов в пределах котельной.

6. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте оборудования золоулавливания

очистка и дефектация золоулавливающих установок с оценкой износа элементов и вырезкой контрольных образцов;

проверка и ремонт корпуса золоуловителя, газораспределительных устройств, прилегающих элементов газохода, шиберов и взрывных клапанов;

проверка и ремонт систем осадительных и коронирующих электродов с их рихтовкой и центровкой, замена дефектных элементов электродов (до 10%);

проверка и ремонт систем встряхивания осадительных и коронирующих электродов, систем газораспределения и бункеров с заменой дефектных элементов (до 10%);

проверка и ремонт мокропрутковых решеток, рам и балок подвеса электродов;

проверка и ремонт системы орошения и удаления воды, напорных баков, гравийных фильтров, сопел орошения и форсунок;

проверка и ремонт электрооборудования электрофильтров, в том числе: агрегатов питания, кабелей, панелей собственных нужд (ПСН), сборок релейно-тепловой защиты оборудования (РТЗО), панелей распределения, системы сигнализации и контроля, контуров заземления электропривода механизмов встряхивания электродов, изоляторов, заземляющих механизмов, освещения;

проверка и ремонт редукторов (мотор-редукторов);

устранение неплотностей присосов;

наладка систем питания электрофильтров, встряхивания электродов0, орошения мокрых золоуловителей с установлением оптимальных режимов работы;

ремонт батарейных циклонов с заменой 100% гидрозатворов и 20% циклонных элементов, изношенных выхлопных труб и компенсаторов теплового расширения;

ремонт мокрых золоуловителей с проверкой и устранением дефектов сварных швов металлических корпусов, восстановлением 15% кислотоупорной футеровки, заменой 100% сопл орошающих устройств и форсунок.

7. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте паровой турбины

7.1. Подготовительные работы

устройство лесов, подмостей и ограждений для осмотра и ремонта элементов турбины;

подготовка рабочих мест и ремонтных площадок с прокладкой временных трубопроводов и кабельных линий, подготовка оснастки;

наружный осмотр паровой турбины, проверка величины и равномерности тепловых расширений элементов турбины;

проверка состояния обшивки, каркасов, площадок и фундамента турбины;

поверочные программные испытания и испытания для определения параметров технического состояния агрегатов турбоустановки перед ремонтом.

7.2. Паровая турбина

7.2.1. Корпусные части цилиндров турбины. Осмотр и дефектация:

корпусов наружных цилиндров;

сопловых аппаратов;

диафрагм и обоймы диафрагм;

обойм уплотнений и корпусов концевых уплотнений;

концевых и диафрагменных уплотнений;

устройств для обогрева фланцев и шпилек корпуса;

шпоночных соединений корпусов цилиндров и дистанционных болтов, доступных для дефектации (без демонтажа корпусов цилиндров);

ресиверных труб;

крепежных деталей.

7.2.2. Устранение обнаруженных дефектов (кроме устранения неплотностей вертикальных разъемов корпусов цилиндров и заварки трещин цилиндров и корпусов клапанов), в том числе:

шабрение плоскостей горизонтальных разъемов корпусов цилиндров;

шабрение плоскостей горизонтальных разъемов диафрагм и обойм;

обеспечение центровки деталей проточной части и концевых уплотнений турбины в соответствии с нормами;

замена одной диафрагмы;

обеспечение зазоров в проточной части турбины в соответствии с нормами;

контроль металла корпусов цилиндров.

7.2.3. Роторы

Осмотр и дефектация рабочих лопаток и бандажей, дисков, втулок концевых уплотнений, разгрузочного поршня, упорных дисков шеек вала;

устранение обнаруженных дефектов, в том числе:

замена проволочных бандажей;

шлифовка шеек и упорных дисков;

проверка прогиба роторов;

перелопачивание одной ступени ротора, исключая перелопачивание рабочих лопаток ступени с вильчатой посадкой;

динамическая балансировка роторов;

снятие вибрационных характеристик пакетов рабочих лопаток настраиваемых ступеней;

исправление центровки роторов по полумуфтам.

7.2.4. Подшипники турбины

осмотр, дефектация и устранение обнаруженных дефектов опорных и упорных подшипников, корпусов опор, масляных уплотнений, шпоночных соединений и дистанционных болтов (без демонтажа или подъема корпусов подшипников), в том числе:

замена комплекта рабочих и установочных колодок упорного подшипника;

замена двух вкладышей опорных подшипников;

перезаливка вкладышей опорных подшипников;

замена уплотнительных гребней масляных уплотнений;

шабрение плоскости горизонтального разъема двух корпусов подшипников;

ремонт подшипников уплотнения вала генератора.

7.2.5. Соединительные муфты

осмотр и дефектация полумуфт и крепежных деталей;

устранение обнаруженных дефектов, в том числе:

шабрение торцов полумуфт;

обработка не более 4 отверстий под соединительные болты с заменой болтов;

проверка и исправление излома осей роторов («маятника») при спаривании полумуфт;

проверка и исправление смещения осей роторов при спаривании полумуфт.

7.2.6. Валоповоротное устройство

осмотр и дефектация, устранение обнаруженных дефектов узлов и деталей валоповоротного устройства, в том числе: зубчатых передач, механизма включения-выключения, подшипников, замена поврежденных деталей.

7.2.7. Система регулирования

испытания и снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине перед ремонтом, осмотр и проверка плотности;

дефектация и ремонт узлов регулирования и защиты, в том числе:

центробежного регулятора скорости и его привода;

импульсного насоса, насоса регулирования или главного масляного насоса (на валу турбины);

золотников регулятора скорости, промежуточных и суммирующих золотников, ускорителей и электрогидропреобразователей;

регуляторов давления пара, противодавления и отбора;

автомата безопасности;

золотников и без золотниковых устройств защиты, устройств для раскачивания и опробования;

сервомоторов клапанов, регулирующих диафрагм и заслонок, включенных в систему регулирования;

гидравлической системы (в случае автономной системы рабочей жидкости), в том числе: арматуры и трубопроводов;

очистка гидравлической системы, заливка рабочей жидкости, проверка плотности гидравлической системы, устранение обнаруженных дефектов;

очистка баков, фильтров и охладителей рабочей жидкости и установленных на них (вмонтированных) устройств;

дефектация и ремонт узлов парораспределения, в том числе:

стопорных, регулирующих, отсечных защитных клапанов и блоков клапанов;
заслонок;

распределительных механизмов и приводов клапанов, заслонок и регулирующих диафрагм;

контроль металла корпусов клапанов, замена дефектных крепежных деталей;

осцилографирование систем регулирования турбин до и после ремонта;

настройка и испытание (определение контрольных параметров, снятие характеристик) системы регулирования, в том числе:

настройка и испытание на остановленной турбине;

настройка и испытание на холостом ходу.

7.2.8. Масляная система

разборка, осмотр и дефектация маслонасосов и арматуры;

устранение обнаруженных дефектов с заменой поврежденных деталей;

очистка масляных баков, фильтров и маслопроводов;

проверка систем охлаждения масляных баков;

выполнение гидродинамической промывки маслопроводов;

очистка и дефектация маслоохладителей;

заливка масла, проверка плотности маслосистемы, устранение обнаруженных дефектов.

7.2.9. Конденсаторы

очистка охлаждающих трубок, проверка плотности конденсатора;

устранение неплотностей, подвальцовка трубок и перенабивка сальников.

7.2.10. Эжекторы

полная разборка, замена или ремонт поврежденных деталей;

замена трубной системы (без замены трубок);

осмотр, дефектация, ремонт корпуса и водяной камеры;

установка зазоров между соплами и диффузорами;

гидроиспытание в сборе, устранение дефектов.

7.2.11. Ремонт тепловой изоляции (до 60% монтажного объема).

7.2.12. Заключительные работы

разборка и удаление лесов и подмостей;

уборка с рабочих площадок оборудования, установленного на период ремонта;

установка обшивки цилиндров и клапанов;

очистка оборудования и рабочей зоны от мусора, отходов ремонта и деталей;

снятие характеристик и настройка регулирования;

проверка и испытание предохранительных клапанов и защитных устройств в соответствии с требованиями ПТЭ;

окраска оборудования.

8. Номенклатура и регламентированный объем работ при

капитальном ремонте питательных насосов

8.1. Насосы

разборка, замеры зазоров проточной части, дефектация деталей;

замена рабочих колес, уплотнительных колец, защитных втулок, вала, подшипников, прокладок, сальниковой набивки и поврежденных крепежных деталей, замена внутреннего корпуса для двухкорпусных насосов;

разборка, дефектация деталей, сборка гидромуфты;

сборка насоса, центровка насосного агрегата;

статическая и динамическая балансировка.

8.2. Паровые турбины питательных насосов

разборка, замер зазоров проточной части и концевых уплотнений, проверка биения ротора;

дефектация и ремонт узлов и деталей, замена деталей при необходимости;

центровка деталей проточной части;

восстановление зазоров проточной части концевых уплотнений и вкладышей подшипников;

ремонт ВПУ, ремонт редуктора;

исправление центровки валопровода;

ремонт масляной системы;

проверка и снятие характеристик регулирования перед ремонтом;

разборка, дефектация, ремонт или замена деталей системы регулирования и парораспределения;

сборка турбины;

статическая и динамическая балансировка;

настройка системы регулирования на остановленной и работающей турбине после ремонта.

8.3. Ремонт тепловой изоляции (до 30% монтажного объема).

9. Номенклатура и регламентированный объем работ при

капитальном ремонте теплообменных аппаратов

осмотр и дефектация корпуса аппарата, сдача представителю Госгортехнадзора;

гидроиспытание аппарата, сдача представителю Госгортехнадзора;

полная разборка, замена или ремонт поврежденных частей;

замена или ремонт трубной системы;

ремонт тепловой изоляции (до 20% монтажного объема).

10. Номенклатура и регламентированный объем работ при

капитальном ремонте арматуры

отсоединение, снятие, ремонт и установка привода;

вырезка (снятие) арматуры, установка новой или отремонтированной арматуры;

разборка, осмотр и дефектация, ремонт или замена деталей арматуры;

обработка уплотнительных поверхностей проточкой, шлифовкой с последующей притиркой;

обработка уплотнительных поверхностей проточкой, наплавкой с последующей механической обработкой и притиркой;

гидравлическое испытание (при необходимости);

настройка привода и проверка плавности хода;

настройка импульсно-предохранительных устройств;

ремонт тепловой изоляции (до 20% монтажного объема).

11. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте паропроводов высокого давления и промперегрева

проверка деформации паропроводов и сварных соединений в соответствии с требованиями Госгортехнадзора;

переварка дефектных сварных соединений, замена отдельных участков паропровода до 3% монтажного объема;

проверка состояния фланцевых соединений, крепежных деталей, замена шпилек;

проверка натяжения пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор;

ремонт тепловой изоляции (до 65% монтажного объема).

12. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте гидротурбины и механической части гидрогенератора

12.1. Подготовительные работы

анализ эксплуатационной, монтажной и ремонтной документации, составление предварительного перечня дефектов и объема работ;

подготовка ремонтных инструментов, приспособлений и материалов;

подготовка монтажной площадки для установки демонтируемых узлов и деталей, составление схемы размещения с учетом нагрузки на перекрытия;

выполнение программы проверочных испытаний и измерений, необходимых для оценки параметров технического состояния оборудования до выхода в капитальный ремонт;

снятие характеристик и проверка действия механизмов, устройств системы регулирования и автоматического управления гидроагрегатом, анализ масла системы регулирования, маслованн подшипников и подпятника;

измерение вибрации опорных частей, биения вала агрегата, температуры масла, сегментов подпятника, подшипников, охлаждающей воды, воздуха и др. в эксплутационных режимах;

визуальное и инструментальное обследование узлов и деталей основного и вспомогательного оборудования гидроагрегата и составление дефектной ведомости;

установка ремонтных затворов, осушение и вскрытие лазов проточной части турбины;

сборка и установка лесов, подмостей, ограждений, обеспечение освещения, вентиляции, электро- и пневморазвода;

маркировка демонтируемых узлов и деталей гидроагрегата;

слив масла из маслованн подпятника и направляющего подшипника.

12.2. Рабочее колесо гидротурбины и его камера

внешний осмотр, проверка состояния, выявление повреждений на рабочем колесе и его камере;

проверка методами неразрушающего контроля лопастей на наличие трещин и определение объема кавитационных разрушений проточной части.

Для поворотно-лопастных осевых и диагональных рабочих колес

проверка зазоров между камерой и периферийной кромкой лопастей у поворотно-лопастных гидротурбин с одновременным поворотом лопастей;

гидравлические испытания рабочего колеса (на месте установки или с использованием приспособлений на демонтированном рабочем колесе), ремонт поврежденных уплотнений лопастей рабочего колеса;

слив масла из рабочего колеса, вала турбины и системы регулирования;

вывешивание рабочего колеса турбины на штангах и пальцах подвески в камере рабочего колеса;

проверка люфтов в направляющих втулках цапф лопастей;

ревизия крепежа конуса;

проверка состояния крепления съемного сегмента камеры рабочего колеса;

осмотр камеры рабочего колеса, устранение трещин, очагов кавитационного и абразивного износа, отслоений нержавеющей облицовки биметаллических камер;

осмотр и ремонт сопряжения камеры рабочего колеса с нижним кольцом направляющего аппарата и сопрягающим поясом отсасывающей трубы;

определение и устранение пустот между облицовкой камеры рабочего колеса и штрабным бетоном инъектированием раствора; при значительной неплотности прилегания сегментов камеры рабочего колеса к штрабному бетону установка дополнительных анкеров.

Для радиально-осевых рабочих колес

проверка зазоров в лабиринтных уплотнениях радиально-осевых гидротурбин;

ревизия лабиринтных уплотнений;

проверка на наличие трещин на элементах рабочего колеса;

при необходимости балансировка рабочего колеса.

Для капсульных гидроагрегатов

помимо работ, выполняемых на рабочих колесах поворотно-лопастных турбин, производятся:

проверка состояния и ремонт проходной колонны, статора, растяжек капсулы и облицовки проточной части;

при разборке капсульного гидроагрегата — разборка перекрытия над агрегатом; после сборки

— монтаж перекрытия с герметизацией пазов; демонтаж и монтаж верхней половины камеры рабочего колеса и компенсационного кольца, проходной колонны, направляющего аппарата, рабочего колеса и ротора гидрогенератора.

Для ковшовых гидротурбин

ревизия и ремонт обода рабочего колеса;

ревизия и ремонт крепления ковшей к ободу рабочего колеса;

ревизия и ремонт узлов подводящих сопл и дефлекторов (отсекателей, отклонителей);

балансировка рабочего колеса.

12.3. Закладные части гидротурбины

проверка состояния закладных частей (спиральная камера, статор, фундаментное кольцо, сопрягающий пояс и др.). При необходимости очистка проточной части от коррозии и наростов и проведение антикоррозионной обработки;

ревизия патрубков отбора давления из проточной части турбины для контрольных манометров, дренажных и водозаборных труб.

12.4. Направляющий аппарат

проверка состояния лопаток направляющего аппарата, верхнего кольца, крышки турбины и нижнего кольца направляющего аппарата;

контроль и регулировка зазоров между торцевыми поверхностями лопаток направляющего аппарата и нижним и верхним кольцами (или крышкой гидротурбины), а также вертикальных зазоров между лопатками направляющего аппарата;

очистка, проверка состояния верхних цапф и их подшипников, и контроль зазоров между шейками цапф и их направляющих втулок;

ревизия уплотнений подшипников лопаток, а также резинового шнура уплотнений проточной части направляющего аппарата, восстановление или замена;

при уплотнении по перу лопаток металл по металлу произвести припиловку для уменьшения зазоров;

ревизия регулирующего кольца, чистка его маслованны и проверка состояния поверхностей трения;

ревизия сервомоторов, чистка и проверка состояния его деталей, замена изношенных уплотнений, смазка шарниров, проверка крепления к фундаменту;

разборка, чистка и проверка состояния стопорного и дроссельного устройств;

ревизия датчиков среза пальца лопаток направляющего аппарата;

ревизия датчика положения направляющего аппарата и концевых выключателей сервомотора;

сборка сервомотора, стопорного и дроссельного устройств и их регулировка;

сборка направляющего аппарата и регулировка зазоров и натяга.

12.5. Направляющие подшипники гидроагрегата

разборка ванн направляющих подшипников;

измерение зазоров и полная разборка подшипника, проверка состояния вкладышей, сегментов, регулирующих и опорных элементов, чистка и устранение дефектов.

Резиновые направляющие подшипники турбины

ревизия и ремонт крепежа корпуса турбинного подшипника и посадочных поверхностей в крышке турбины;

проверка состояния сегментов, резины, регулирующих элементов, прижимных планок, запорного буртика и регулировка зазоров;

проверка выставленного зазора на валу гидротурбины;

ревизия и ремонт уплотнения ванны.

Баббитовые направляющие подшипники гидроагрегата

проверка состояния и устранение обнаруженных повреждений на поверхностях трения сегментов (устранение неплотности прилегания баббита к стальному основанию сегмента, сколов, натиров); при необходимости перезаливка баббита; проверка прилегания поверхностей трения баббитовых сегментов к шейке вала, их притирка и шабрение;

проверка состояния опорных элементов сегментов;

чистка маслованны, сборка подшипника, установка на место, контроль и регулировка зазоров;

проверка состояния и устранение повреждений на деталях уплотнения крышки ванны подшипника; замена на новые уплотнительных элементов (резиновых колец, сальниковой набивки и т.п.), сборка и регулировка уплотнения.

12.6. Уплотнение вала гидротурбины

разборка, чистка и проверка состояния деталей уплотнения вала;

устранение обнаруженных повреждений (при значительных повреждениях на поверхностях трения подвижных деталей — ремонт или замена их на новые);

замена на новые уплотнительных колец или манжет, а также резиновых колец запорного устройства;

сборка и регулировка уплотнения.

12.7. Маслоприемник

разборка маслоприемника, чистка и проверка состояния его деталей;

проверка зазоров, устранение повреждений, шабрение втулок и штанг; при значительном повреждении — замена втулок;

замена на новые всех уплотнительных элементов фланцевых соединений маслоприемника, ревизия изоляционных втулок и прокладок;

установка маслоотражателя и его центровка; установка корпуса и буксы и центровка их относительно штанг; сборка и регулировка обратной связи и маслопроводов;

проверка и устранение люфтов обратной связи регулятора.

12.8. Маслонапорная установка

слив масла, вскрытие, очистка и проверка состояния аккумулятора давления и бака маслонасосного агрегата;

очистка и промывка фильтров, замена сетки и уплотнительных элементов люков;

поверка контрольно-измерительной, управляющей и регулирующей аппаратуры, настройка предохранительных клапанов, регулировка установок.

12.9. Подпятник

разборка маслованны подпятника, чистка, контроль тангенциального и радиального эксцентриситетов и выемка сегментов и их опор;

проверка состояния крепежных деталей и сварных швов, стаканов опорных болтов, опорных болтов, опорных тарелок и упоров сегментов, для двухрядных подпятников — балансиров;

проверка состояния опорных деталей подпятника;

проверка состояния зеркальной поверхности диска, изоляционной прокладки и плотности прилегания его по втулке подпятника;

проверка состояния сегментов и их опор и пришабровка поверхности трения по поверочной плите для сегментов с баббитовой поверхностью; устранение обнаруженных повреждений на поверхностях трения сегментов (устранение неплотности прилегания баббитовой заливки к стальному основанию сегмента, сколов, натиров);

для эластичных металлопластмассовых сегментов проверка состояния и износа рабочей поверхности сегментов — отсутствие выхода металлической проволоки на фторопластовую поверхность, наличие заходных и выходных скосов; проверка плотности пайки ЭМП накладки к телу сегмента по контуру;

для подпятников на гидравлической опоре проверка высотного положения диска и просадки упругих камер, герметичности системы (упругих камер, сварки соединительных труб, обратного клапана), регулировка высотного положения сегментов;

для подпятников с опиранием сегментов на пружины — ревизия пружин и сортировка по жесткости;

установка опор и сегментов и регулировка нагрузки на сегменты подпятника с инструментальным контролем;

проверка состояния запорного кольца ступицы подпятника;

проверка плотности посадки и состояния посадочных поясков ступицы подпятника на вал генератора;

сборка маслованны и ее уплотнение, проведение мероприятий по защите от замасливания генератора;

ревизия температурного контроля сегментов подпятника и масла в маслованне.

12.10. Маслоохладители

демонтаж маслоохладителя, его разборка, чистка и промывка, замена прокладок и сборка;

гидравлическое испытание;

установка маслоохладителя и опрессовка их с системой техводоснабжения.

12.11. Проверка центровки и линии вала гидроагрегата

проведение операций по проверке центровки и линии вала до и после ремонта гидроагрегата;

проверка и исправление центровки гидроагрегата;

замер положения вала относительно базовых поверхностей (маяков);

проверка соосности валов;

проверка излома во фланцевом соединении валов;

проверка неперпендикулярности генераторного вала;

проверка общей линии вала поворотом ротора на 360 или другими способами;

проверка уклона линии валов.

12.12. Регулятор частоты вращения

слив масла, разборка, промывка, проверка состояния всех деталей, узлов и механизмов, устранение дефектов, сборка, проведение измерений, снятие характеристики;

ревизия электрического шкафа регулятора частоты вращения.

12.13. Турбинный затвор

очистка, осмотр, проверка состояния элементов затвора, его уплотнений, силового привода и системы управления и автоматики.

12.14. Вспомогательное оборудование гидроагрегата

разборка, чистка, промывка, проверка состояния деталей и узлов, проведение необходимых измерений и испытаний, выявление и устранение дефектов вспомогательного оборудования, в том числе:

— клапанов срыва вакуума;

— клапанов срыва вакуума с принудительным открытием;

— устройств для пуска воздуха в зону рабочего колеса;

— системы откачки воды с крышки турбин;

— системы осушения проточной части турбины;

— клапанов опорожнения проточной части гидротурбины;

— системы перевода агрегата в режим синхронного компенсатора;

— лекажных агрегатов;

— холостого выпуска;

— системы централизованной смазки;

— фильтров системы технического водоснабжения;

— системы технического водоснабжения гидроагрегата;

— системы торможения;

— эжектора откачки воды с крышки турбины;

— приборов контроля работы турбины с продувкой трубопроводов отбора давления;

— масляного, водяного и воздушного трубопроводов и арматуры;

— датчиков температурного контроля и гидромеханических защит.

12.15. Заключительные работы

внешний осмотр оборудования, демонтаж временных устройств вентиляции, освещения, энергоразводок, лесов, подмостей, ремонтных ограждений, уборка мусора, инструмента, такелажных и других приспособлений;

покраска узлов гидроагрегата;

пусконаладочные работы, проверочные программы испытаний и замеры показателей технического состояния оборудования при осушенной проточной части гидротурбины;

закрытие лазов проточной части гидротурбины, заполнение проточной части;

подготовка узлов и системы гидроагрегата к пробному пуску;

пусконаладочные работы, проверочные программные испытания и замеры показателей технического состояния оборудования при заполненной водой проточной части гидротурбины, при работе гидроагрегатов на холостом ходу и под нагрузкой, наблюдение за работой оборудования;

измерение вибрации опорных частей, биения вала агрегата, температуры масла, сегментов подпятника, подшипников, охлаждающей воды, воздуха и пр. в эксплуатационных режимах.

13. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте газотурбинной установки

13.1. Разборка газовой турбины и компрессора

снятие изоляции в районе горизонтальных и вертикальных разъемов турбины;

снятие изоляции в районе горизонтального разъема компрессора;

отсоединение трубопроводов подвода топлива к горелкам;

отсоединение и снятие воздушных трубопроводов турбины;

отсоединение и снятие воздушных трубопроводов компрессора;

снятие горелок;

снятие верхней половины воздухоприемного патрубка компрессора;

вскрытие выходной части корпуса турбины (промвставки);

вскрытие корпуса компрессора;

выемка впускных втулок корпуса турбины, вскрытие входной части корпуса турбины, промцилиндра;

вскрытие обоймы турбины;

снятие верхней половины корпуса импульсного насоса;

опрессовка камеры сгорания, вырезка образцов;

разборка опорных и упорных подшипников.

13.2. Ремонт газовой турбины и компрессора

ремонт крепежа корпусов и обоймы турбины;

проверка зазоров в шпоночных соединениях турбины и компрессора с опорами;

проверка зазоров проточной части и в концевых уплотнениях турбины;

проверка «коленчатости» соединения роторов РТ-РК и «маятника» ротора турбины, разборка муфты РТ-РК, проверка центровки роторов РТ-РК и «биения» ротора турбины;

ремонт вкладышей подшипников;

ремонт импульсного насоса;

проверка и ремонт подвесной экранной системы камеры сгорания;

проверка состояния внутренней обшивки, компрессоров, узлов примыкания жаровой вставки и выходных газоходов;

замена компенсатора без вывода камеры сгорания;

ремонт узла примыкания камеры сгорания и жаровой вставки с заборным устройством и стяжками;

ремонт горелок;

снятие пламенных труб;

снятие и дефектация коллекторов газозаборников высокого и низкого давления;

ремонт валоповоротного устройства;

ремонт трубопроводов и крепежа корпуса компрессоров;

проверка центровки ротора генератора и ротора высокого давления;

снятие уплотнения с ротора турбины (сторона входа), выемка нижней половины обоймы турбины;

дефектация ротора турбины, подготовка поверхностей к контролю металла;

балансировка ротора турбины на станке;

проверка остаточного прогиба калибрового вала турбины;

проверка и исправление центровки обоймы ротора;

проверка состояния маслопровода в спицах выхлопной части корпуса турбины;

ремонт уплотнения турбины (сторона входа);

проверка центровки обойм уплотнений, восстановление зазоров в концевых уплотнениях;

проверка контакта по горизонтальному разъему корпуса турбины;

ремонт масляных уплотнений подшипников;

осмотр и опрессовка воздухоохладителей;

осмотр и ремонт компрессоров пневмораспыла;

проверка и исправление тепловых зазоров и центровка диафрагм компрессора;

восстановление радиальных зазоров в маслоотбойниках компрессора;

восстановление радиальных зазоров в уплотнениях компрессора (сторона входа и выхода);

проверка контакта по горизонтальному разъему корпуса компрессора;

проверка центровки нижней половины корпуса импульсного насоса;

контрольная сборка турбины;

сборка уплотнения турбины;

контрольная проверка зазоров проточной части и в концевых уплотнениях турбины и компрессора;

проверка центровки роторов турбины и компрессора и «маятника» ротора турбины;

развертывание отверстий под соединительные болты и сборка муфты турбина-компрессор;

развертывание отверстий под соединительные болты и сборка муфты роторов компрессора и генератора, проверка центровки роторов;

закрытие обоймы турбины;

сборка подшипников, установка датчика ОСР;

закрытие корпуса компрессора;

центровка роторов РГ-РВД;

закрытие входной и выходной части корпуса турбины;

сборка коллекторов и трубопроводов охлаждения турбины;

установка воздухоприемного патрубка компрессора;

ремонт системы регулирования скорости;

ремонт системы защиты;

ремонт системы антипомпажных устройств и сервомотора пускового электрического двигателя или парового пускового устройства;

проверка защит;

настройка систем регулирования.

14. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте турбогенератора

14.1. Подготовительные работы

проверка газоплотности турбогенератора до его останова и вывода в ремонт;

измерение вибрации подшипников турбогенератора, возбудителя и подвозбудителя в разных режимах работы агрегата;

установка лесов и подмостей для осмотра и ремонта элементов турбогенератора и вспомогательного оборудования;

подготовка ремонтной площадки с прокладкой временных трубопроводов и кабельных линий;

доставка к ремонтной площадке инструмента, такелажных и других приспособлений.

14.2. Разборка турбогенератора и системы охлаждения

проверка величин зазоров, вывод ротора (при необходимости).

14.3. Статор турбогенератора

осмотр состояния активной стали статора со стороны расточки и спинки, проверка плотности прессовки и испытания активной стали, мелкий ремонт;

проверка подвески, плотности заклиновки пазов статора (при выведенном роторе) и частичная переклиновка (до 10% пазов) и покраска активной стали статора;

осмотр внешнего состояния изоляции, крепления лобовых частей обмотки, соединительных и выводных шин, проверка состояния паек, мелкий ремонт и покраска лобовых частей;

проверка газоплотности концевых выводов опрессовкой;

устранение мест короны в доступных местах, но не более чем на 5% стержней;

проверка системы непосредственного охлаждения обмотки статора в пределах турбогенератора на герметичность и проходимость конденсата и устранение дефектов, проверка вентиляционных каналов обмотки статора на продуваемость (турбогенераторы типа ТГВ);

проверка вентиляционных трубок стержней турбогенераторов типа ТГВ на замыкание трубка-трубка, трубка — медь;

проверка и ремонт оборудования шин выводов, шинных мостов и ячейки турбогенератора.

14.4. Ротор турбогенератора

проверка газоплотности ротора, устранение утечек;

проверка вентиляционных каналов обмотки ротора на продуваемость, проверка системы непосредственного охлаждения обмотки ротора в пределах турбогенератора на герметичность и проходимость конденсата;

проверка бандажных и центрирующих колец на отсутствие трещин;

проверка плотности клиновки ротора;

осмотр в допустимых местах крепления и контакта токоподводов и проверка состояния болтов токоподводов, проверка целости пластин, наружной изоляции токоподводов и крепежных деталей;

проточка и шлифовка контактных колец ротора;

проверка состояния щеточного аппарата контактных колец, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин;

проверка и ремонт системы воздушного охлаждения щеточного аппарата, его узлов и деталей;

проточка (при необходимости) и шлифовка упорных дисков ротора под уплотнения вала;

осмотр и ремонт вентиляторов;

Статическая и динамическая балансировка.

14.5. Высокочастотный индукторный генератор

чистка и покраска обмотки;

сборка и проверка монтажных зазоров.

14.6. Общие работы по турбогенератору

проверка и ремонт системы возбуждения;

проверка и ремонт подшипников и маслопроводов в пределах турбогенераторов, проверка и ремонт изоляции подшипников;

проверка и ремонт узлов и деталей маслосистемы;

очистка и промывка, ремонт и опрессовка воздухоохладителей и газоохладителей, воздушных фильтров и камер, проверка влагоосушителей;

проверка и ремонт газового хозяйства;

проверка и ремонт системы масляного уплотнения вала ротора;

проверка и ремонт устройств противопожарной защиты;

проверка и ремонт пусковых и регулирующих устройств аппаратуры водородного и водяного охлаждения, теплового контроля и АГП;

проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств турбогенератора, его двигателей и аппаратуры возбуждения;

профилактические испытания и измерения.

14.7. Сборка турбогенератора

проверка в сборе турбогенератора на газоплотность и устранение утечек;

заполнение корпуса турбогенератора водородом.

14.8. Заключительные работы

сдача турбогенератора под нагрузкой.

15. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте гидрогенератора

15.1. Подготовительные работы

анализ эксплуатационной, монтажной и ремонтной документации;

визуальное и инструментальное обследование узлов и деталей;

составление предварительного перечня дефектов и объема работ;

подготовка ремонтных инструментов, приспособлений и материалов;

выполнение программы проверочных испытаний и измерений, необходимых для оценки параметров технического состояния оборудования для вывода в капитальный ремонт, в том числе измерение биения вала, вибрации подшипников и сердечника статора гидрогенератора при различных режимах работы;

подготовка ремонтной площадки для установки узлов гидрогенератора.

15.2. Разборка гидрогенератора

проверка монтажных и других зазоров, составление карт измерений гидрогенератора.

15.3. Статор гидрогенератора

снятие двух-трех полюсов с ротора для осмотра и ремонта статора;

осмотр крепления стержней, состояния заклиновки, лобовых частей обмоток, проверка состояния паек, изоляции и крепления соединительных шин, мелкий ремонт, окраска лобовых частей обмотки;

проверка крепления активной стали статора в корпусе, плотности опрессовки, плотности крепления на стыках, а также на отсутствие контактной коррозии, подпрессовка активной стали статора;

проверка системы непосредственного водяного охлаждения обмотки статора в пределах гидрогенератора на герметичность и проходимость дистиллята и ее ремонт;

восстановление натяга распорных домкратов корпуса статора и несущих крестовин;

чистка от загрязнений обмотки статора;

проверка крепления корпуса статора к фундаменту.

15.4. Ротор гидрогенератора

проверка и ремонт крепления полюсов гидрогенератора, обмоток полюсов и межполюсных соединений, тормозного диска, окраска обмоток полюсов;

проверка и восстановление плотности посадки обода на спицах ротора;

проверка целости демпферной обмотки ротора, контактных поверхностей и крепления соединений демпферной обмотки;

проверка стяжки активной стали ротора;

осмотр контактных колец и мест соединений их с токоподводами (проверка состояния контактов, крепежных деталей, изоляции и т.д.);

проточка и шлифовка контактных колец;

проверка состояния щеточного аппарата, контактных колец, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток и регулировка натяжения пружин.

15.5. Углоизмерительный генератор

разборка генератора, измерение зазоров, проверка крепления полюсов ротора, осмотр и чистка обмотки статора, сборка генератора.

15.6. Регуляторный генератор

проверка намагниченности полюсов;

разборка генератора, проверка крепления полюсов, осмотр и чистка обмотки статора, окраска обмотки, сборка регуляторного генератора и центровка.

15.7. Вспомогательный генератор

разборка вспомогательного генератора;

осмотр обмотки статора, крепление лобовых частей, сборных шин и выводов;

проверка крепления прессовки активной стали статора и на отсутствие контактной коррозии;

окраска лобовых частей обмотки статора и шинопроводов;

проверка крепления полюсов ротора и паек межполюсных соединений;

осмотр демпферной обмотки и изоляции токопроводов;

проточка и шлифовка контактных колец ротора, окраска обмотки ротора;

проверка установки и крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, установка и регулировка нажатия пружин;

сборка генератора и измерение монтажных зазоров.

15.8. Общие работы по гидрогенератору

проверка и ремонт системы возбуждения;

осмотр контакта и изоляции, проверка и регулировка работы АГП;

очистка, промывка, ремонт и опрессовка воздухоохладителей и запорной арматуры;

проверка и ремонт устройств пожаротушения;

проверка, ремонт пусковых и регулирующих устройств, аппаратуры водяного охлаждения и теплового контроля;

проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств гидрогенератора, его двигателей и аппаратуры возбуждения;

проверка и ремонт изоляции подшипников и маслоприемника;

пооперационные испытания и измерения.

15.9. Тиристорный возбудитель

осмотр и чистка элементов возбудителя;

проверка паек и контактных соединений, испытания и измерения;

ревизия выпрямительного, последовательного трансформаторов, автоматов гашения поля, разрядника, силовых предохранителей, агрегата начального возбуждения и другого силового оборудования;

осмотр и ремонт теплообменника, насосов, запорной арматуры;

промывка, чистка и опрессовка охлаждения;

проверка характеристик тиристоров и системы управления АРВ.

15.10. Сборка гидрогенератора

составление карт измерений (формуляров).

15.11. Заключительные работы

сушка обмотки статора гидрогенератора;

сдача гидрогенератора под нагрузкой.

16. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте синхронного компенсатора

16.1. Подготовительные работы

измерение вибрации подшипников синхронного компенсатора и возбудителя в разных режимах работы;

установка лесов и подмостей. Установка временного помещения вокруг синхронного компенсатора при выполнении ремонта в зимнее время и для защиты от осадков;

проверка газоплотности синхронного компенсатора до его останова и вывода в ремонт;

разборка синхронного компенсатора, соединительных муфт между синхронным компенсатором, разгонным двигателем и возбудителем, а также разборка системы охлаждения, измерение зазоров, вывод ротора (при необходимости).

16.2. Статор синхронного компенсатора

осмотр и проверка состояния активной стали статора со стороны расточки и спинки, проверка плотности прессовки и испытание активной стали;

проверка плотности клиновки пазов статора, состояния изоляции и крепления лобовых частей обмотки, мелкий ремонт, покрытие лаком или эмалями лобовых частей обмотки и активной стали статора.

16.3. Ротор синхронного компенсатора

проверка в доступных местах крепления и контактов токопроводов, целости резьбы болтов токопроводов, пластин и изоляции токоподводов;

проверка крепления полюсов, обмотки полюсов и межполюсных соединений демпферной обмотки;

проточка и шлифовка контактных колец;

проверка состояния щеточного аппарата, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин.

16.4. Общие работы по синхронному компенсатору

проверка систем полного возбуждения;

проверка и ремонт подшипников и маслопроводов в пределах синхронного компенсатора, проверка и ремонт изоляции подшипников;

проверка и ремонт узлов и деталей маслосистемы;

очистка, промывка, опрессовка и ремонт воздухоохладителей, газоохладителей, очистка и промывка воздушных фильтров и окраска воздушных камер;

осмотр и ремонт системы водородного охлаждения, опрессовка синхронного компенсатора и устранение утечек;

проверка и ремонт противопожарной защиты;

проверка и ремонт пусковых и регулирующих устройств, АГП и гасительного сопротивления силовой части, аппаратуры водородного охлаждения и теплового контроля;

проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств синхронного компенсатора, его двигателей и аппаратуры возбуждения;

проверка и ремонт разгонного двигателя;

профилактические испытания и измерения.

16.5. Сборка синхронного компенсатора

проверка в сборе синхронного компенсатора на газоплотность и устранение утечек;

измерение вибрации подшипников;

заполнение корпуса синхронного компенсатора водородом.

16.6. Заключительные работы

сдача синхронного компенсатора под нагрузкой.

17. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте трансформатора

демонтаж трансформатора и транспортировка его на ремонтную площадку;

отбор проб масла на химанализ и хроматографию до начала работ;

прогрев трансформатора на ремонтной площадке перед вскрытием активной части, провести предварительные испытания трансформатора;

вскрытие активной части трансформатора;

осмотр и очистка магнитопровода, проверка и восстановление изоляции доступных стяжных устройств и их подтяжка, проверка схемы заземления с измерением сопротивления изоляции;

осмотр и очистка обмоток и отводов, мелкий ремонт ярмовой изоляции и изоляции отводов, подпрессовка обмоток, проверка доступных паек, ремонт несущей конструкции отводов обмоток;

Примечание. У трансформаторов класса напряжения 150 кВ и выше, имеющих наружные барьеры на активной части, обязательно снятие барьеров на момент осмотра обмоток.

осмотр, проверка и очистка переключателей ответвлений обмоток, ремонт и подтяжка контактов, проверка паек, перемычек и всех механизмов переключателя РПН;

осмотр, очистка и ремонт крышки, расширителя, предохранительных устройств, арматуры, системы охлаждения, термосифонных или адсорбционных фильтров и воздухосушителей, замена сорбента;

осмотр, чистка, ремонт вводов, при необходимости замена масла и испытание вводов перед установкой на трансформатор;

осмотр, чистка, ремонт и покраска бака;

проверка избыточным давлением герметичности маслонаполненных вводов;

сушка, очистка, регенерация и, при необходимости, смена масла;

сушка изоляции обмоток активной части и трансформаторов тока, необходимость сушки определяется по результатам предварительных испытаний;

проверка защит и измерительных приборов;

сборка трансформатора с заменой уплотнений и гидравлические испытания после ремонта;

испытания после капремонта;

доставка трансформатора до фундамента, монтаж на фундаменте;

подготовка к включению и включение трансформатора под нагрузку;

в начале и конце разгерметизации активной части трансформатора производить отбор образцов твердой изоляции на влагосодержание и степень полимеризации.

18. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном

ремонте электродвигателей

18.1. Машины постоянного тока

дефектация в сборе, контрольные измерения и испытания;

демонтаж с рабочего места и транспортировка в мастерскую;

разборка машины;

очистка (мойка);

дефектация якоря обмотанного;

разборка якоря для ремонта (замены) коллектора и обмотки;

ремонт вала;

сборка якоря;

напрессовка коллектора на вал;

изготовление секций якоря;

изолирование обмоткодержателей;

укладка уравнителей;

укладка обмотки;

пайка обмотки;

наложение бандажей на обмотку якоря;

пропитка, сушка, окрашивание якорей и катушек;

испытание на механическую прочность;

дефектация якоря необмотанного;

ремонт активной стали;

замены (изготовление) коллектора;

дефектация щеткодержателей;

дефектация магнитной системы и ремонт катушек главных и дополнительных полюсов;

дефектация и ремонт станины и подшипниковых щитов;

замена подшипников;

сборка машины;

монтаж на рабочем месте;

центровка с приводным механизмом.

18.2. Асинхронные и синхронные электродвигатели (горизонтальные и вертикальные)

предремонтные испытания и измерения;

очистка (мойка);

демонтаж с рабочего места;

дефектация в сборе;

разборка (на месте установки или в мастерской).

18.2.1. Дефектация и ремонт статора

проверка плотности заклиновки пазов статора, состояния изоляции и крепления лобовых частей обмотки;

проверка плотности прессовки активной стали;

покраска статора.

18.2.2. Дефектация и ремонт ротора

проверка целостности и ремонт короткозамкнутой обмотки;

проверка крепления полюсов, обмоток полюсов и межполюсных соединений (синхронных электродвигателей), покраска полюсов обмоток;

проверка целости демпферной обмотки ротора, контактных колец;

дефектация и замена проволочных бандажей;

проточка и шлифовка контактных колец ротора;

проверка состояния щеточного аппарата контактных колец, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин.

18.2.3. Дефектация и ремонт подшипниковых узлов

18.2.4. Дефектация и ремонт подпятника

разборка маслованны подпятника, чистка, контроль эксцентриситета и выемка сегментов и их опор;

чистка маслованны, проверка состояния крепежных деталей и сварных швов, стаканов опорных болтов и упоров сегментов;

проверка состояния опорных деталей и подпятника и устранение незначительных повреждений, проверка состояния зеркальной поверхности диска, изоляционной прокладки и плотности прилегания его по втулке подпятника;

проверка состояния сегментов и их опор и пришабровка их по поверочной плите;

установка сегментов и регулировка нагрузки на сегменты подпятника;

замена уплотнительных элементов на новые, сборка маслованны и ее уплотнение.

18.2.5. Ремонт маслоохладителей, воздухоохладителей

демонтаж маслоохладителя (воздухоохладителя), его разборка, чистка и промывка, замена прокладок и сборка;


гидравлические испытания и устранение обнаруженных повреждений;

установка маслоохладителя (воздухоохладителя) и его опрессовка с системой.

18.2.6. Сборка электродвигателей, монтаж на рабочем месте

центровка с приводным механизмом;

испытания.

Приложение 5

(обязательное)

РЕМОНТНЫЙ ЦИКЛ, ВИДЫ, ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ РЕМОНТА

ЭНЕРГОБЛОКОВ 150-1200 МВт ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РАО «ЕЭС РОССИИ»

1. Ремонтный цикл, виды и продолжительность ремонта энергоблока 150-1200 МВт установлены индивидуально по каждой энергоблочной тепловой электростанции.

2. Ремонтный цикл определяет календарный межремонтный период, периодичность и продолжительность плановых видов ремонта в соответствии с нормативами ППР, а также нормативный межремонтный ресурс, рассчитанный из величины ежегодного рабочего времени, равного 6800 часов, принятого при разработке нормативов ППР и соответствующего оптимальной загрузке энергоблоков.

3. Продолжительность каждого вида ремонта исчисляется в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

4. Номенклатура и объем работ, выполняемых во всех видах ремонта и при техническом обслуживании, приведены в технико-экономических нормативах планово-предупредительного ремонта энергоблоков 150-800 МВт.

5. В случае изменения характеристик и видов сжигаемого топлива по сравнению с проектным, которое учтено при разработке нормативов ремонта, электростанция должна в течение года произвести их корректировку (при необходимости с привлечением ОАО «ЦКБ Энергоремонт») и утвердить новые нормативы ремонта в РАО «ЕЭС России».

6. В таблицах приняты следующие сокращения:

К1 — капитальный ремонт 1 категории *;

К2 — капитальный ремонт 2 категории *;

К3 — капитальный ремонт 3 категории;

С — средний ремонт;

Т1 — текущий ремонт 1 категории;

Т2 — текущий ремонт 2 категории **.

______________________

* Допускается в течение ремонтного цикла повторное проведение капитального ремонта той же категории вместо ремонта более высокой (сложной) категории. Например: К1 вместо К2, или К2 вместо К3. После капитального ремонта третьей категории ремонтный цикл начинается с капитального ремонта первой категории.

** Т2 — кратковременные плановые остановы энергоблока с целью устранения отдельных мелких неисправностей. Количество, сроки и продолжительность остановов для Т2 планируется электростанцией в пределах норматива на Т2.

Таблица 1

ИРКУТСКАЯ ТЭЦ-10

Энергоблоки 160 МВт (котел ПК-24) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 2

КРАСНОДАРСКАЯ ТЭЦ

Энергоблоки 150 МВт (котел ТГМ-94) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 3

КРАСНОЯРСКАЯ ГРЭС — 2

Энергоблоки 150 МВт (котел ПК-38) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 4

НАЗАРОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 120 МВт (котел ПК-38) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 400 МВт (котел П-49) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 5

НЕВИННОМЫССКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 150 МВт (котел ТГМ-94 открытая компоновка)

с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 6

ЧЕРЕПЕТСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 140 МВт (котел ТП-240) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел П-50, ТПП-110) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 7

ЯЙВИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 160 МВт (котел ТП-92) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 8

БЕЛОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-40-1) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 9

ВЕРХНЕ-ТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-33) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 165 МВт (котел ПК-47) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 10

ГУСИНООЗЕРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел БКЗ-640) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 11

ЗАИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-47) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 12

КОМСОМОЛЬСКАЯ ТЭЦ-3

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 13

НЕРЮНГРИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ТПЕ-214) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 14

НОВОСИБИРСКАЯ ТЭЦ-5

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-214) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 15

ПРИМОРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел БКЗ-670) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 16

ПЕЧЕРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТГМЕ-206ХЛ) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Таблица 17

ПСКОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 215 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Таблица 18

СМОЛЕНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута и твердого топлива свыше 25%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 19

СУРГУТСКАЯ ГРЭС-1

Энергоблоки 210 МВт (котел ТГ-104) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Таблица 20

ТОМЬ-УСИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-40, ПК-40-1) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 21

ТЮМЕНСКАЯ ТЭЦ-2

Энергоблоки 200 МВт (котел ТГМЕ-206) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 22

ЧЕЛЯБИНСКАЯ ТЭЦ-3

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 23

ЧЕРЕПОВЕЦКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 24

ХАБАРОВСКАЯ ТЭЦ-3

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 25

ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 215 МВт (котел ТПЕ-216) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 26

ШАТУРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТП-108) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — торф

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 200 МВт (котел ТМ-104) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 200 МВт (котел ТГ-104) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Таблица 27

ЩЕКИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 220 МВт (котел ПК-33) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 220 МВт (котел ПК-33) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута и твердого топлива свыше 25%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 28

ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-33) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-33) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута и твердого топлива свыше 25%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 29

ИРИКЛИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов


Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 30

КАШИРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел П-50) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 31

КАРМАНОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 32

КИРИШСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — мазут

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-324) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — мазут

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 33

КОНАКОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 34

КОСТРОМСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 1200 МВт (котел ТГМП-1202) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 35

ТЭЦ-21 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314Ц) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 36

ТЭЦ-22 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТПП-210А) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов


Энергоблоки 250 МВт (котел ТП-210А) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 250 МВт (котел ТПП-210А) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 37

ТЭЦ-23 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314Ц) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 38

ТЭЦ-25 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314Ц) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-344А) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 39

ТЭЦ-26 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314П) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-344А) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 40

НОВОЧЕРКАССКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТПП-210, ТПП-210А) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТПП-110) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 41

РЕФТИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-39) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 500 МВт (котел П-57) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 42

РЯЗАНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел П-59) с периодичностью капитального ремонта — 3 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 20400 часов

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 43

ГРЭС-24 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 310 МВт (котел П-74) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 44

СРЕДНЕ-УРАЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 45

СТАВРОПОЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 46

ТРОИЦКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-39) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Энергоблоки 500 МВт (котел П-57) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 47

ТЭЦ ЮЖНАЯ ЛЕНЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-344А) с периодичностью капитального ремонта — 5 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 34000 часов

Таблица 48

БЕРЕЗОВСКАЯ ГРЭС-1

Энергоблоки 800 МВт (котел П-67) с периодичностью капитального ремонта — 4 года

топливо — уголь

нормативный межремонтный ресурс — 27200 часов

Таблица 49

НИЖНЕВАРТОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Таблица 50

ПЕРМСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 800 МВт (котел ТПП-804) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Таблица 51

СУРГУТСКАЯ ГРЭС-2

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью капитального ремонта — 6 лет

топливо — газ

нормативный межремонтный ресурс — 40800 часов

Приложение 6

(рекомендуемое)

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ПОПЕРЕЧНЫМИ СВЯЗЯМИ ПО ПАРУ И ПИТАТЕЛЬНОЙ

ВОДЕ, ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПЕРИОДИЧНОСТИ

КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

1. Продолжительность ремонта исчисляется в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

2. Номенклатура и объем работ, выполняемых при капитальном ремонте, приведены в приложении 4 «Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте оборудования электростанций».

3. Нормы продолжительности ремонта для паровых котлов с поперечными связями приведены в таблице 1 при сжигании пылеугольного топлива с содержанием золы до 35 % при средней абразивности.

К нормам продолжительности ремонта указанным в таблице 1 применяются коэффициенты:

— при сжигании пылеугольного топлива с зольностью выше 35% и (или) высокой абразивности — 1,2;

— при сжигании сланцев — 1,4.

4. Для текущих ремонтов приведена годовая (суммарная) продолжительность ремонтов.

5. Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов производится в те же сроки, что и паровых турбин, а гидрогенераторов — в сроки ремонта гидравлических турбин.

6. Капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110-150 кВ мощностью 125 МВт и более, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводится не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и технического состояния.

Остальных трансформаторов — в зависимости от результатов испытаний и их технического состояния.

7. Капитальный ремонт синхронных компенсаторов проводится 1 раз в 4-5 лет.

8. Продолжительность капитального ремонта и его периодичность для оборудования иностранных фирм определяется по аналогичному оборудованию в соответствии с таблицами 1-8.

Таблица 1

Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных
ремонтов паровых котлов, топливо — уголь

Таблица 2

Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов
паровых котлов, топливо — при сжигании мазута свыше 30%

Таблица 3

Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных
ремонтов паровых котлов, топливо — газ

Таблица 4

Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных
ремонтов паровых турбин

Таблица 5

Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных
ремонтов гидравлических турбин

Примечания:

1. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбин в зимних
условиях увеличиваются на 10%, а для ГЭС, расположенных в условиях

Крайнего Севера на 15%.

2. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлических

турбин мощностью до 10 МВт не нормируется.

3. Увеличение продолжительности плановых ремонтов при работе ГЭС

в непроектном режиме утверждается РАО «ЕЭС России» для каждой электростанции.

Таблица 6

Нормы продолжительности ремонта газотурбинных установок

Примечания:

1. Капитальный ремонт проводится через 8000 эквивалентных часов использования турбины.

2. Средний ремонт проводится через 4000 эквивалентных часов использования после
проведения капитального ремонта.

3. Текущие ремонты проводятся через 1000 эквивалентных часов использования, если
их периодичность не совпадает с проведением капитального или среднего ремонта.

Таблица 7

Нормы продолжительности ремонта трансформаторов

Примечания:

1. Продолжительность ремонта приведена для силовых трансформаторов и автотрансформаторов

общего назначения с РПН и шунтирующих реакторов, исходя из односменной работы.

2. Продолжительность ремонта трансформаторов не включает время, необходимое для
сушки активной части.

Таблица 8

Нормы продолжительности ремонта синхронных компенсаторов

Примечания:

1. Первая выемка ротора производится не позднее чем через 8000 ч работы после
ввода в эксплуатацию.

2. Выемка ротора при последующих ремонтах осуществляется по мере необходимости
или в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

Приложение 7

(обязательное)

Приложение 8

(обязательное)

Приложение 9

(обязательное)

Порядок обоснования продолжительности ремонта энергоблоков более нормативной

1. В случаях, когда годовым планом ремонта предусматривается производство в плановый ремонт (капитальный, средний или текущий) сверхтиповых объемов ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и выше, более нормативной, электростанция обязана произвести согласование этого увеличения в РАО «ЕЭС России».

2. Для согласования электростанция должна представить:

— сопроводительное письмо;

— пояснительную записку;

— документы, обосновывающие необходимость выполнения сверхтиповых объемов ремонтных работ;

— номенклатуру и объемы сверхнормативных ремонтных работ;

— сетевую модель работ критической зоны;

— расчет трудозатрат на выполнение сверхтиповых объемов ремонтных работ;

— чертежи общих видов оборудования и ремонтируемых узлов;

— проект производства работ для ремонта (при необходимости).

2.1. В сопроводительном письме электростанции в адрес РАО «ЕЭС России» указывается:

— станционный номер и мощность энергоблока, вид ремонта, планируемая продолжительность, предварительно согласованная с CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»);

— причины необходимости выполнения сверхтиповых объемов работ и соответствующего увеличения продолжительности ремонта.

2.2. Пояснительная записка должна содержать краткую информацию о состоянии оборудования:

— тип установленного оборудования;

— год ввода в эксплуатацию;

— число часов работы энергоблока от последнего капитального ремонта до начала планируемого и с момента ввода в эксплуатацию;

— дата и продолжительность последнего капитального ремонта с указанием выполненных объемов работ;

— дата и продолжительность средних ремонтов в период между последним капитальным и планируемым;

— вид и % сжигаемого топлива (проектное и фактическое);

— причины необходимости выполнения сверхтиповых объемов работ;

— сведения об обеспечении запасными частями и материалами к началу ремонта (наличие на складе, номер договора и т.д.)

2.3. Необходимость выполнения сверхтиповых объемов ремонтных работ должна подтверждаться актами о техническом состоянии оборудования и его составных частей.

2.4. Номенклатура и объемы сверхтиповых ремонтных работ должны отражать физический объем (количество, вес заменяемых поверхностей нагрева и т.д.) и трудозатраты на их выполнение. Перечень сверхтиповых объемов работ подписывается руководством электростанции.

2.5. Сетевая модель работ критической зоны, определяющая продолжительность ремонта, согласовывается с ремонтной организацией и утверждается руководством электростанции.

Данная модель должна являться фрагментом комплексной сетевой модели ремонта энергоблока и разрабатываться в соответствии с отраслевыми методическими указаниями.

Основные требования к модели:

— номенклатура и объем работ должны соответствовать перечню сверхтиповых объемов работ;

— последовательность выполнения работ определяется технологией проведения ремонта при соблюдении правил техники безопасности;

— выполнение работ критической зоны планируется в трехсменном режиме по скользящему графику.

2.6. Расчет трудозатрат на выполнение работ критической зоны проводится по действующим нормам времени.

2.7. Представляются чертежи общих видов оборудования и узлов, ремонт которых определяет увеличение продолжительности ремонта (чертежи после согласования возвращаются представителю).

3. Рассмотрение комплекта документов по обоснованию сверхнормативной продолжительности ремонта производится ОАО «ЦКБ Энергоремонт» с 01 июня по 15 октября года, предшествующего планируемому.

4. Результаты рассмотрения оформляются соответствующим заключением, которое подписывается руководством ОАО «ЦКБ Энергоремонт» и утверждается РАО «ЕЭС России».

Приложение 10

(обязательное)

Порядок обоснования проведения ремонта энергоблока с периодичностью,

меньше установленной в нормативном ремонтном цикле

1. В случаях, когда годовым планом ремонта предусматривается производство ремонта энергоблока с периодичностью меньше установленной в нормативном ремонтном цикле, электростанция обязана произвести согласование этого уменьшения с РАО «ЕЭС России».

2. Электростанция должна представить на согласование:

— сопроводительное письмо;

— документы, обосновывающие необходимость проведения ремонта с периодичностью, меньше установленной нормативным ремонтным циклом;

— утвержденный перспективный план ремонтов.

2.1. В сопроводительном письме электростанции в адрес РАО «ЕЭС России» указывается:

— станционный номер и мощность энергоблока, вид ремонта, планируемая продолжительность, предварительно согласованная с CO-ОДУ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»);

— причины необходимости проведения ремонта с периодичностью, меньше установленной в нормативном ремонтном цикле;

— план мероприятий по доведению периодичности до нормативной.

2.2. Документами, обосновывающими необходимость проведения ремонта энергоблока, являются аварийные акты, приказы, циркуляры, акты оценки технического состояния оборудования, результаты контроля, испытаний и т.д.

3. Порядок рассмотрения представляемой документации

3.1. Рассмотрение комплекта документов по обоснованию уменьшения нормативной периодичности ремонта производится ОАО «ЦКБ Энергоремонт» с 1 июня по 15 октября года, предшествующего планируемому.

3.2. Результаты рассмотрения оформляются соответствующим заключением, которое подписывается руководством ОАО «ЦКБ Энергоремонт» и утверждается РАО «ЕЭС России».

Приложение 11

(обязательное)

Планы подготовки ремонтов

1. В перспективный план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:

-определение и формирование величины затрат на ремонт по видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям и в целом по энергопредприятию;

— определение номенклатуры и объемов потребности в материально-технических ресурсах по видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям, необходимых для выполнения ремонтов и модернизации и формирование суммарной потребности в целом по энергопредприятию;

— определение потребности в трудовых ресурсах по видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям, необходимых для выполнения ремонтов и модернизации и формирование суммарной потребности в целом по энергопредприятию;

— разработка программного и нормативно-информационного обеспечения, необходимого для эффективного функционирования автоматизированной системы управления деятельностью энергопредприятия по ТОиР основных производственных фондов;

— обеспечение своевременной разработки конструкторской документации на модернизацию оборудования;

— разработка планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков в главном корпусе и по территории электростанции;

— разработка проектов, изготовление и монтаж недостающих стационарных и съемных грузоподъемных средств;

— определение потребности в универсальном и специальном технологическом оборудовании, ремонтной оснастке, инструменте и сроков обеспечения ими;

— разработка проектов, изготовление и монтаж недостающих стационарных и переносных ремонтных площадок;

— разработка проектов и изготовление недостающих инвентарных лесов, подмостей, и других приспособлений для производства работ на высоте и разработка способов их крепления;

— разработка планов размещения рабочих мест на ремонтных площадках и оснащения их недостающими постами энергоснабжения (кислородом, ацетиленом, пропанбутаном, сжатым воздухом, электрическими разводками для электросварки, термообработки и привода механизмов и инструмента);

— расширение действующих и организация новых (временных) производственных мощностей для ремонтных бригад в главном корпусе и вспомогательных объектах энергопредприятия;

— расширение при необходимости служебных и бытовых помещений, мастерских, инструментальных кладовых и др.; приобретение или изготовление транспортабельных кабин руководителей ремонта;

— определение потребности в жилье для ремонтного персонала подрядных организаций, привлекаемых к выполнению ремонтов;

— разработка ремонтной документации с привлечением по договору конструкторских, конструкторско-технологических организаций и ремонтных предприятий;

— уточнение перспективного плана подготовки ремонтов и модернизации сбалансированного по финансовым, материальным и трудовым ресурсам в целом по энергопредприятию.

2. В годовой план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:

— распределение плановой величины затрат на ремонт по отдельным видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям с созданием финансовых резервов на уровне энергопредприятия, отдельных его очередей;

— определение уточненной номенклатуры и объемов потребности в материально-технических ресурсах для выполнения ремонтов и модернизации отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;

— определение уточненной потребности в трудовых ресурсах для выполнения ремонтов и модернизации отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;

— распределение номенклатуры и объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и привлекаемыми к выполнению ремонтов подрядными организациями.

3. В план подготовки к ремонту конкретного энергоблока (энергоустановки) рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:

— организация и участие в проведении предремонтных испытаний, в определении фактического технического состояния оборудования и составлении ведомости объема ремонта;

— уточнение номенклатуры, количества оборудования, материалов и запасных частей в соответствии с утвержденной ведомостью объема ремонта;

— проверка наличия, а при необходимости, приобретение недостающего оборудования, материалов и запасных частей;

— проверка оборудования, материалов и запасных частей на соответствие требованиям технической документации;

— установление (уточнение) порядка получения, доставки на ремонтные площадки и хранения оборудования, материалов и запасных частей;

— размещение заказов на механическую обработку крупных деталей, если станочный парк энергопредприятия не может обеспечить необходимой обработки;

— проверка состояния производственных, служебных, санитарно-бытовых и жилых помещений, предоставляемых командируемому персоналу подрядных организаций;

— проверка технического состояния (при необходимости проведение ремонта) грузоподъемных средств, технологической оснастки, средств механизации, постов энергоносителей и др., проведению освидетельствования механизмов и оборудования, подведомственных Госгортехнадзору;

— организация на ремонтных площадках рабочих мест, дополнительного освещения и постов энергоносителей и др.;

— корректировка конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

— разработка недостающей конструкторской и технологической документации для выполнения сложных ремонтных работ, включенных в ведомость объема ремонта энергоблока (установки);

— корректировка сетевого графика ремонта в целях приведения его в соответствие с планируемой номенклатурой и объемом ремонтных работ, сроком ремонта и располагаемой численностью ремонтного персонала;

— организация и проведение конкурсных торгов на выполнение работ по ремонту и модернизации подрядными организациями;

организация заключения Договоров с победителями конкурсных торгов;

— разработка месячных планов и графиков ремонта по отдельным группам или видам оборудования, зданиям и сооружениям;

— согласование сроков и объемов поставок материально-технических ресурсов по сроками ремонта энергоблоков и (или) энергоустановок;

— уточнение, при необходимости, договоров на поставку материально-технических ресурсов;

— привязка типовой ремонтной документации к условиям выполнения ремонтов на энергопредприятии;

— разработка конструкторской документации на изготовление ремонтной оснастки, инструмента, запасных частей, узлов и деталей оборудования и т.д.,

— разработка технологической документации на ремонт оборудования, проектов производства ремонтных работ, ремонтных формуляров или технологических карт контроля и измерений, планов размещения узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков и т.д.,

— разработка сетевых графиков ремонта;

— разработка программ или определение возможности использования типовых программ испытания оборудования до и после ремонта;

— изготовление ремонтной оснастки, инструмента, запасных частей, узлов и деталей оборудования, необходимых для выполнения ремонтных работ;

— установление номенклатуры, объемов и сроков проведения подготовительных работ, для выполнения которых требуются материалы и запасные части;

— уточнение годового плана подготовки ремонтов и модернизации, сбалансированного по финансовым, материальным и трудовым ресурсам по отдельным группам или видам оборудования, зданиям и сооружениям.

4. Рекомендуемая форма перспективного плана подготовки к ремонтам приведена далее.

Годовой план подготовки к ремонтам и план подготовки к ремонту энергоблока (энергоустановки) составляются по аналогичной форме со следующими изменениями:

— изменяется заголовок плана;

— план подготовки к ремонту энергоблока (энергоустановки) подписывается ответственным исполнителем и утверждается главным инженером электростанции.

Форма перспективного плана подготовки к ремонтам

Приложение 12

(обязательное)

Форма ведомости планируемых работ по ремонту

Приложение 13

(обязательное)

Форма ведомости дополнительных работ по ремонту

Приложение 14

(обязательное)

Форма протокола исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту

Приложение 15

(рекомендуемое)

Приложение 16

(рекомендуемое)

Приложение 17

(рекомендуемое)

Приложение 18

(рекомендуемое)

Приложение 19

(рекомендуемое)

Приложение 20

(рекомендуемое)

Приложение 21

(рекомендуемое)

Приложение 22

(рекомендуемое)

Приложение 23

(рекомендуемое)

Приложение 24

(рекомендуемое)

Приложение 25

(рекомендуемое)

Приложение 26

(обязательное)

Приложение 27

(обязательное)

Приложение 28

(обязательное)

Приложение 29

(обязательное)

Приложение 30

(обязательное)

Приложение 31

(рекомендуемое)

Приложение 32

(рекомендуемое)

Приложение 33

(обязательное)

Приложение 34

(рекомендуемое)

Приложение 35

(обязательное)

Приложение 36

(обязательное)

Приложение 37

(обязательное)

Приложение 38

(обязательное)

Приложение 39

(рекомендуемое)

Приложение 40

(обязательное)

Приложение 41

(рекомендуемое)

Приложение 42

(рекомендуемое)

Приложение 43

(рекомендуемое)

Приложение 44

(рекомендуемое)

Приложение 45

(рекомендуемое)

Приложение 46

(рекомендуемое)

Приложение 47

(рекомендуемое)

Приложение 48

(рекомендуемое)

Приложение 49

(рекомендуемое)

Приложение 50

(рекомендуемое)

Приложение 51

(рекомендуемое)

НОМЕНКЛАТУРА РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ТРУБ, ГАЗОХОДОВ

И ГРАДИРЕН, ВЫПОЛНЯЕМЫХ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫМИ

РЕМОНТНЫМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ

В настоящем приложении приведена номенклатура работ при ремонте специальных сооружений на ТЭС, выполняемых в сроки, предусмотренные нормами простоя в плановых ремонтах согласно приложению 58 Правил.

1. Номенклатура работ при капитальном ремонте дымовых труб.

1.1. Подготовительные работы (общие для всех типов дымовых труб).

Подготовка ремонтной площадки с устройством временных сооружений, установкой лесов, подмостей, люлек, механизмов и спецоснастки.

Наружный и внутренний осмотр трубы с проверкой технического состояния ствола, футеровки, металлоконструкций и уточнением объемов ремонтных работ.

1.2. Ремонт железобетонных труб.

1.2.1. Ремонт железобетонного ствола. Ремонт наружной поверхности ствола трубы с очисткой и заделкой дефектных участков. Ремонт наружных металлоконструкций и грозозащиты трубы. Антикоррозионная защита металлоконструкций. Антикоррозионно-маркировочная защита поверхности железобетонного ствола (по проекту).

1.2.2. Ремонт футеровки. Ремонт кирпичной футеровки с разборкой и заменой дефектных участков. Нанесение на поверхность футеровки изоляционного слоя (по проекту). Ремонт или восстановление вентилируемого зазора (по проекту). Ремонт или восстановление разделительной стенки (по проекту). Замена чугунного литья на оголовке трубы.

1.2.3. Ремонт внутренних металлических газоотводящих стволов. Ремонт металлоконструкций площадок, лестниц. Ремонт теплоизоляции внутренних стволов.

1.3. Ремонт кирпичных труб.

1.3.1. Ремонт кирпичного ствола. Ремонт наружной поверхности кирпичного ствола с заделкой раковин и трещин. Ремонт, замена и установка дополнительных металлических стяжных колец. Ремонт металлоконструкций и грозозащиты трубы. Антикоррозионная защита металлоконструкций и стяжных колец.

1.3.2. Ремонт футеровки. Ремонт кирпичной футеровки с разборкой и заменой дефектных участков. Нанесение на поверхность футеровки изоляционного слоя (по проекту). Ремонт и восстановление разделительной стенки (по проекту). Перекладка оголовка трубы и замена чугунного литья (по проекту).

1.4. Ремонт металлических труб.

1.4.1. Ремонт металлического ствола. Ремонт ствола с заделкой или заменой дефектных участков. Ремонт и замена металлоконструкций, грозозащиты и растяжек. Антикоррозионная защита внутренней и наружной поверхности ствола, металлоконструкций и растяжек.

1.4.2. Ремонт теплоизоляции (при наличии) трубы.

1.5. Заключительные работы (общие для всех видов труб).

Проверка исполнительной документации по ремонту трубы, оформление акта приемки. Демонтаж оборудования, заделка монтажных проемов, уборка строительного мусора.

2. Номенклатура при капитальном ремонте газоходов.

2.1. Подготовительные работы.

Подготовка ремонтной площадки с установкой лесов, подмостей, механизмов и спецоснастки.

Наружный и внутренний осмотр газоходов с проверкой технического состояния конструкций, узлов сооружения и уточнением объемов ремонтных работ.

2.2. Ремонт газоходов.

Ремонт стен, перекрытий и футеровки газоходов с разборкой и заделкой дефектных мест и заменой дефектных элементов. Ремонт или замена опорных конструкций газоходов. Ремонт и уплотнение примыканий газоходов к дымовой трубе и к дымососам (по проекту), восстановление теплоизоляции после ремонта. Ремонт внутренней поверхности футеровки газоходов с нанесением кислотостойких составов.

2.3. Заключительные работы.

Проверка исполнительной документации, оформление акта приемки. Демонтаж оборудования и механизмов, уборка строительного мусора.

3. Номенклатура работ при капитальном ремонте градирни.

3.1. Подготовительные работы (для всех типов градирен).

Подготовка ремонтной площадки с устройством временных сооружений, установкой подмостей, люлек, механизмов и спецоборудования.

Наружный и внутренний осмотр сооружения с проверкой технического состояния башни, металлоконструкций, оросительного устройства, чаше бассейна и уточнением объемов ремонтных работ.

3.2. Ремонт железобетонных гиперболических башен градирен.

Ремонт наружной и внутренней поверхности оболочки башни с очисткой и заделкой дефектных мест. Ремонт и замена металлоконструкций башни градирни. Ремонт железобетонной наклонной колоннады (по проекту).

3.3. Ремонт башенных градирен с металлическим каркасом.

Ремонт и замена отдельных дефектных элементов металлического каркаса башни. Ремонт и замена дефектных щитов обшивы башни. Антикоррозионная защита металлоконструкций башни.

3.4. Ремонт вентиляторных градирен.

Ремонт наружных и внутренних поверхностей железобетонных стен с заделкой дефектных мест. Ремонт и замена отдельных дефектных элементов металлического каркаса. Ремонт или замена дефектных мест в обшиве каркаса. Ремонт или замена опорных конструкций, вентиляторов, диффузоров (по проекту). Антикоррозионная защита металлоконструкций, диффузоров, вентиляторов.

3.5. Ремонт и модернизация оросительного устройства и чаши бассейна градирни (для всех типов градирен)

Ремонт и замена дефектных деталей оросителя, каркаса оросительного устройства водораспределения, ветровых и противообледенительных перегородок и щитов противообледенительного тамбура. Антикоррозионная защита трубопроводов водораспределения. Ремонт дефектных мест в чаше градирни с восстановлением гидроизоляции (по проекту). Ремонт бетонной отмостки по периметру чаши бассейна градирни (по проекту), очистка чаши бассейна градирни.

3.6. Заключительные работы (для всех типов градирен).

Проверка исполнительной документации по ремонту градирни, оформление акта приемки.

Демонтаж механизмов и оснастки, восстановление монтажных проемов, уборка строительного мусора.

Приложение 52

(обязательное)

Приложение 53

(обязательное)

Приложение 54

(рекомендуемое)

ПЕРИОДИЧНОСТЬ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ

ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

Приложение 55

(рекомендуемое)

ПЕРИОДИЧНОСТЬ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ КОНСТРУКТИВНЫХ

ЭЛЕМЕНТОВ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ

И СООРУЖЕНИЙ ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЙ

Приложение 56

(обязательное)

НОРМЫ ПЕРИОДИЧНОСТИ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ ДЫМОВЫХ ТРУБ И ГРАДИРЕН

1 Дымовые трубы и газоходы должны подвергаться наружному осмотру один раз в год (весной).

Внутреннее и наружное обследование дымовых труб и газоходов производится через 5 лет после их ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости, но не реже, чем один раз в 5 лет.

2 Осмотр основных конструкций градирен (башен, оросителей и их каркасов, водораспределительных устройств и вентиляционного оборудования) должен производиться ежегодно при установившейся положительной температуре воздуха.

При высоте вытяжных башен градирен более 100 м должна производиться геодезическая проверка их отклонения от вертикали не реже чем 1 раз в 10 лет.

3 Наблюдения за осадками фундаментов дымовых труб и градирен должны проводиться в первые два года после сдачи в эксплуатацию 2 раза в год, в дальнейшем, до стабилизации осадок фундаментов — 1 раз в год, а после стабилизации осадок (1 мм в год и менее) — 1 раз в 5 лет.

4 При эксплуатации градирен и брызгальных бассейнов должны быть обеспечены контроль за состоянием водораспределительных систем по утвержденному графику и их промывка (не реже 2 раз в год — весной и осенью);

осмотр решеток и сеток резервуаров с очисткой их по мере надобности.

Приложение 57

(обязательное)

НОРМЫ ПРОСТОЯ ДЫМОВЫХ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ И КИРПИЧНЫХ ТРУБ

ДЛЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ФУТЕРОВКИ, ИЗОЛЯЦИИ

ЖЕЛЕЗОБЕТОННОЙ ПОВЕРХНОСТИ И ОГОЛОВКА ТРУБЫ

При высоте труб до 120 м — 2 суток, но не менее 20 ч светового дня.

При высоте труб выше 120 м до 180 м — 3 суток, но не менее 30 ч светового дня.

При высоте труб выше 180 м до 250 м и более — 4 суток, но не менее 40 ч светового дня.

При высоте труб выше 250 м до 350 м и более — 5 суток, но не менее 46 ч светового дня.

Примечания:

1. Нормы простоя приняты при условии состояния оголовка, позволяющего установку оснастки. При необходимости ремонта оголовка длительность простоя соответственно увеличивается.

2. При возникновении во время монтажа оснастки неблагоприятных погодных условий (гроза, ветер 6 баллов и более, осадки, туман, гололед) работы прекращаются, а длительность простоя соответственно увеличивается.

3. Все подготовительные работы к внутреннему осмотру поверхности футеровки и оголовка трубы должны выполняться на работающей трубе.

Приложение 58

(рекомендуемое)

Приложение 59

(обязательное)

Приложение 60

(обязательное)

Приложение 61

(обязательное)

Приложение 62

(обязательное)

Приложение 63

(справочное)

Ключевые слова:

ремонт, электростанция, тепловые и электрические сети, здания и сооружения, оборудование, организация технического обслуживания и ремонта, ремонтные циклы.

СОДЕРЖАНИЕ

1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

2 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1 Общие положения

2.2 Техническое обслуживание оборудования

2.3 Плановый ремонт оборудования

2.4 Специализация в энергоремонтном производстве

2.5 Документация ТОиР

2.6 Планирование ремонта оборудования

2.7 Подготовка к ремонту оборудования

2.8 Вывод в ремонт и производство ремонта оборудования

2.9 Приемка оборудования из ремонта и оценка качества

3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ ТЕПЛОВОЙ АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ, УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ

3.1 Техническое обслуживание и ремонт средств ТАИ. Ремонтная документация

3.2 Планирование технического обслуживание и ремонта средств ТАИ

3.3 Приемка из ремонта средств ТАИ, контроль и оценка качества

3.4 Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗА

4 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

4.1 Общие положения

4.2 Техническое обслуживание

4.3 Плановый ремонт

4.4 Техническая документация

4.5 Планирование ремонта

4.6 Подготовка к ремонту

4.7 Вывод в ремонт и производство ремонта

4.8 Приемка из капитального ремонта

5 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

5.1 Общие положения

5.2 Воздушные линии электропередачи напряжением 35-750 кВ

5.3 Воздушные линии электропередачи, трансформаторные подстанции, секционирующие и распределительные пункты электрических сетей 0,38-20 кВ

5.4 Подстанции 35 кВ и выше

5.5 Техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики в электрических сетях

5.6 Кабельные линии электропередачи

5.7 Техническое обслуживание и ремонт СДТУ, устройств сигнализации, средств измерений

6 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

6.1 Общие положения

6.2 Техническое обслуживание

6.3 Ремонт зданий и сооружений

6.4 Специализация работ при ремонте зданий и сооружений

6.5 Планирование ремонта

6.6 Подготовка к ремонту

6.7 Проведение ремонта

6.8 Приемка зданий и сооружений в эксплуатацию

Приложение 1 Техническое обслуживание и ремонт. Основные понятия. Термины и определения

Приложение 2 Основные функции отдела планирования и подготовки ремонта

Приложение 3 Финансирование ремонта и сметно-техническая документация

Приложение 4 Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте оборудования электростанций

Приложение 5 Ремонтный цикл, виды, продолжительность ремонта энергоблоков 150-1200 МВт тепловых электростанций РАО «ЕЭС России»

Приложение 6 Нормы продолжительности ремонта оборудования тепловых электростанций с поперечными связями по пару и питательной воде, оборудования гидроэлектростанций и периодичности капитального ремонта

Приложение 7 Перспективный план ремонта энергоблоков/энергоустановок

Приложение 8 Годовой план ремонта энергоблоков/энергоустановок

Приложение 9 Порядок обоснования продолжительности ремонта энергоблоков более нормативной

Приложение 10 Порядок обоснования проведения ремонта энергоблока с периодичностью, меньше установленной в нормативном ремонтном цикле

Приложение 11 Планы подготовки ремонтов

Приложение 12 Форма ведомости планируемых работ по ремонту

Приложение 13 Форма ведомости дополнительных работ по ремонту

Приложение 14 Форма протокола исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту

Приложение 15 Акт готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту

Приложение 16 Ведомость основных параметров технического состояния котельной установки

Приложение 17 Ведомость основных параметров технического состояния паротурбинной установки

Приложение 18 Ведомость основных параметров технического состояния гидротурбинной установки

Приложение 19 Ведомость основных параметров технического состояния турбогенератора

Приложение 20 Ведомость основных параметров технического состояния гидрогенератора

Приложение 21 Ведомость основных параметров технического состояния синхронного компенсатора

Приложение 22 Ведомость основных параметров технического состояния трансформатора

Приложение 23 Ведомость основных параметров технического состояния золоулавливающей установки

Приложение 24 Формы исполнительных документов дефектации оборудования при ремонте

24.1. Форма акта дефектации оборудования

24.2.Форма акта о выявленных дефектах оборудования

Приложение 25 Акт об использовании для ремонта материалов-заместителей

Приложение 26 Форма ведомости выполненных работ по ремонту

Приложение 27 Протокол гидравлических испытаний

Приложение 28 Протокол на закрытие цилиндра

Приложение 29 Форма акта на приемку из ремонта оборудования установки

Приложение 30 Форма акта на приемку из ремонта установки

Приложение 31 Акт о приемке из капитального ремонта средств тепловой автоматики и измерений

Приложение 32 Договор на ремонт оборудования тепловых сетей

Приложение 33 Перспективный план (годовой график) капитального ремонта тепловых сетей

Приложение 34 Акт на скрытые работы по камерам

Приложение 35 Акт о растяжке компенсаторов

Приложение 36 Акт на промывку (продувку) трубопровода

Приложение 37 Акт на гидравлическое испытание трубопровода

Приложение 38 Акт на скрытые работы при укладке трубопроводов тепловой сети

Приложение 39 Акт на приемку электрозащитной установки в эксплуатацию

Приложение 40 Акт приемки тепловой сети из капитального ремонта

Приложение 41 Перспективный (пятилетний) график капитальных ремонтов ВЛ

Приложение 42 Годовой план-график капитального ремонта ВЛ

Приложение 43 Месячный отчет работ на ВЛ

Приложение 44 Годовой отчет работ на ВЛ

Приложение 45 Перспективный (пятилетний) график капитальных ремонтов объектов распредсети

Приложение 46 Годовой план-график ремонта распределительных электрических сетей

Приложение 47 Годовой график технического обслуживания распределительных электросетей

Приложение 48 Перспективный (пятилетний) график капитальных, средних ремонтов оборудования подстанций

Приложение 49 Годовой план-график ремонта оборудования подстанций

Приложение 50 Акт сдачи-приемки отремонтированных, модернизированных объектов электрических сетей

Приложение 51 Номенклатура работ при капитальном ремонте труб, газоходов и градирен, выполняемых специализированными ремонтными предприятиями

Приложение 52 Перспективный план капитального ремонта зданий и сооружений

Приложение 54 Периодичность капитальных ремонтов производственных зданий и сооружений

Приложение 55 Периодичность капитальных ремонтов конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергопредприятий

Приложение 56 Нормы периодичности контроля технического состояния дымовых труб и градирен

Приложение 57 Нормы простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы

Приложение 58 Продолжительность капитальных и текущих ремонтов дымовых труб, газоходов и градирен

Приложение 59 Акт предремонтного обследования объекта

Приложение 60 Ведомость (опись) объёма ремонтно-строительных работ

Приложение 61 Акт готовности здания, сооружения к производству ремонтных работ

Приложение 62 Акт приёмки из ремонта здания, сооружения

Приложение 63 Перечень нормативных документов, на которые имеются ссылки в Правилах

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Kx tga110ru телефон панасоник инструкция kx
  • Рео спектр руководство по эксплуатации
  • Ихтиоловая мазь инструкция по применению цена для чего применяется людей
  • Налтрексон цена инструкция по применению отзывы в таблетках взрослым
  • Мануал ниссан санни fb15 онлайн