МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 25 октября 2017 г. N 1013
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ТРЕБОВАНИЙ
К ОБЕСПЕЧЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ,
НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
И ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТАНОВОК "ПРАВИЛА ОРГАНИЗАЦИИ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА
ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ"
В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2017, N 31 (ч. 1), ст. 4822) и пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562) приказываю:
1. Утвердить прилагаемые требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики".
2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении шести месяцев со дня его официального опубликования.
Министр
А.В.НОВАК
Утверждены
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
ПРАВИЛА
ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА
ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
I. Общие положения
1. Настоящие Правила устанавливают требования к организации технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта (далее - ТОиР) объектов электроэнергетики (за исключением атомных электростанций), входящих в электроэнергетические системы, а также требования по контролю за организацией ремонтной деятельности указанных объектов субъектами электроэнергетики.
2. Действие настоящих Правил распространяется на используемые в процессах производства, передачи, распределения электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оборудование, здания и сооружения объектов по производству электрической энергии, в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, установленной мощностью 5 МВт и более и объектов электросетевого хозяйства:
основное, вспомогательное, общестанционное оборудование тепловых и гидравлических электростанций;
технические и программные средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (далее - АСУ ТП), тепловой автоматики и измерений (далее - ТАИ) тепловых, гидравлических электростанций и объектов передачи и распределения электрической энергии;
линии электропередачи (далее - ЛЭП), оборудование трансформаторных подстанций (далее - ТП), распределительных устройств (далее - РУ);
устройства релейной защиты и автоматики (далее - РЗА);
средства технологического и диспетчерского управления (далее - СДТУ), включающие в себя инженерную инфраструктуру кабельных линий связи (кабельная канализация, линейно-кабельные сооружения (далее - ЛКС) подземных кабелей связи, ЛКС волоконно-оптических линий связи, смонтированных на воздушной линии электропередачи (далее - ВОЛС-ВЛ), кабельные линии связи, волоконно-оптические линии связи, радиорелейные линии связи (полукомплекты), устройства радиосвязи, устройства высокочастотной связи по воздушной линии электропередачи; канал ТЧ 0,3 - 3,4 кГц аналоговых систем передачи, основной цифровой канал со скоростью 64 кбит/с цифровых систем передачи плезиохронной цифровой иерархии, автоматические телефонные станции, диспетчерские коммутаторы, абонентские устройства (в том числе устройства регистрации диспетчерских служебных переговоров, поисковой громкоговорящей связи, часофикации, селекторных совещаний), устройства телемеханики, устройства бесперебойного питания, антенно-мачтовые сооружения;
здания и сооружения тепловых и гидравлических электростанций, электрических сетей;
гидротехнические сооружения тепловых и гидравлических электростанций.
3. В настоящих Правилах используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации.
II. Основные положения организации технического
обслуживания и ремонта
4. Организация ТОиР должна осуществляться субъектами электроэнергетики в отношении объектов электроэнергетики, принадлежащих им на праве собственности или ином законном основании, в соответствии с локальными нормативными актами субъектов электроэнергетики (далее - ЛНА), разрабатываемых в соответствии с настоящими Правилами и регламентирующих организацию технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики, порядок и правила взаимодействия лиц, осуществляющих ремонтную деятельность, и устанавливающих требования по:
выбору вида организации ремонта;
организации планирования, подготовки, проведения ремонта и приемки оборудования, зданий и сооружений из ремонта;
организации материально-технического обеспечения запланированного и непланового (аварийного) ремонта;
внутренней системе контроля ремонтной деятельности;
организации и координированию деятельности по поддержанию оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики в исправном техническом состоянии, в котором они соответствуют всем требованиям, установленным в ремонтной документации на них;
обеспечению соответствия отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и процессов ТОиР требованиям нормативной и технической документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил;
созданию и обеспечению функционирования системы управления ТОиР, в том числе систем контроля технического состояния и диагностирования оборудования и сооружений;
разработке стратегии и формированию условий, обеспечивающих ТОиР оборудования иностранной разработки или производства, в том числе газотурбинных установок, организациями, оказывающими услуги по ТОиР;
формированию и утверждению в установленные настоящими Правилами сроки перспективных, годовых планов ремонта оборудования, зданий и сооружений, а также обеспечению контроля за их выполнением;
финансированию ТОиР оборудования, зданий и сооружений;
обеспечению производственных процессов ТОиР нормативными, техническими, технологическими, организационно-распорядительными документами, их соблюдению, а также поддержанию в актуальном состоянии;
обеспечению контроля деятельности объектов электроэнергетики, в части выполнения на таких объектах требований законодательства Российской Федерации о промышленной безопасности, об экологической безопасности, об охране труда и о пожарной безопасности;
обеспечению контроля фактического технического состояния оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики с целью уточнения перечня работ и объемов ТОиР и сроков их выполнения;
проведению систематического анализа информации об авариях, повреждениях, отказах и дефектах оборудования, зданий и сооружений, выявляемых при эксплуатации и ТОиР, выполнению по результатам анализа мероприятий по повышению надежности работы оборудования и сооружений, с целью предотвращения их повторения;
созданию системы контроля качества производственных процессов ТОиР;
формированию требований и технических заданий на разработку конструкторской документации и технических условий на поставку оборудования, в том числе в части обеспечения выполнения требований по ремонтопригодности, поставке ремонтной документации и специальной технологической оснастки для проведения ТОиР;
обеспечению внесения в проектную документацию на новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектов электроэнергетики требований по ремонтопригодности энергоустановок, организации и механизации ремонта, наличию площадей для раскладки составных частей оборудования при ремонте, ремонтных площадок;
формированию аварийного запаса оборудования, запасных частей и материалов и обеспечению контроля за его наличием, расходованием и пополнением;
организации подготовки и повышения квалификации персонала, осуществляющего выполнение ТОиР.
5. При разработке ЛНА, указанных в абзаце 1 пункта 4 настоящих Правил, должно учитываться следующее:
а) ремонт субъектам электроэнергетики следует осуществлять с применением следующих видов организации ремонта оборудования и ЛЭП объектов электроэнергетики:
планово-предупредительный ремонт;
ремонт по техническому состоянию;
б) продолжительность принятого вида организации ремонта должна составлять не менее 12 лет;
в) выполнение ремонта оборудования или его остановы для контроля технического состояния в соответствии с перспективными и годовыми планами в отношении всех видов организации ремонта должно планироваться субъектами электроэнергетики с учетом выполнения следующих условий:
планирование ремонта оборудования ТП ЛЭП, являющимися объектами диспетчеризации, субъектами электроэнергетики должно производиться в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2014, N 34, ст. 4677) (далее - Правила вывода в ремонт);
планирование ремонта оборудования электростанций и тепловых сетей, являющегося источником тепловой энергии, субъектами электроэнергетики должно производиться в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 06.09.2012 N 889 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 37, ст. 5009; 2014, N 34, ст. 4677) (далее - Правила вывода в ремонт источников тепловой энергии);
вывод в ремонт включенного в перечень объектов диспетчеризации субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оборудования электростанций, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, должно осуществляться по согласованию с органом местного самоуправления в соответствии с Правилами вывода в ремонт источников тепловой энергии и субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
г) выполнение работ по ТОиР следует производить при обязательной организационно-технической подготовке и обеспечении МТР и ремонтным персоналом, обладающим квалификацией соответствующей содержанию работ.
д) обеспечение для организации системы внутреннего контроля ремонтной деятельности:
учета оборудования, зданий и сооружений, указанных в пункте 2 настоящих Правил;
определения персонала, ответственного за внутренний контроль соблюдения субъектом электроэнергетики требований, предусмотренных настоящими Правилами;
устранения нарушений обязательных требований, установленных настоящими Правилами;
контроля и участия персонала, ответственного за внутренний контроль, в мероприятиях, проводимых субъектом электроэнергетики в соответствии с настоящими Правилами, и приостановку их выполнения при обнаружении нарушений до их устранения;
документирования проведения мероприятий внутреннего контроля, осуществление учета нарушений настоящих Правил и контроля их устранение.
6. В целях осуществления ремонтной деятельности должны осуществляться:
техническое обслуживание;
ремонт.
7. Техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики состоит в выполнении комплекса технологических операций и организационных действий по поддержанию их работоспособности или исправности при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. Организация технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики должна осуществляться в соответствии с градостроительным законодательством Российской Федерации, законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности, о безопасности зданий и сооружений и в соответствии с ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил.
В отношении объекта электроэнергетики должны:
устанавливаться состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения по видам оборудования, по каждому зданию и сооружению;
назначаться исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала объекта электроэнергетики или лиц, привлеченных организаций - исполнителей ремонта;
обеспечиваться ведение на материальном носителе или в электронной форме журналов технического обслуживания по видам оборудования, по каждому зданию и сооружению, в которые следует вносить сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.
8. Ремонты, в зависимости от планирования, следует подразделять на плановые, неплановые и аварийные.
Плановый ремонт также следует подразделять на:
планово-предупредительный ремонт, который следует выполнять с периодичностью, установленной в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а объем ремонта должен определяться по типовому перечню ремонтных работ с учетом фактического технического состояния и включать выполнение дополнительных сверхтиповых ремонтных работ для устранения дефектов, выявленных в процессе эксплуатации (при наличии), и по результатам предыдущих ремонтов, установленных предписаниями органов государственного надзора (при наличии);
ремонт по техническому состоянию, представляющий собой ремонт, при котором контроль технического состояния оборудования следует выполнять с периодичностью и в объеме, установленными в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а объем и момент начала ремонта должны определяться результатами контроля технического состояния оборудования.
Неплановый ремонт не предусматривается годовым (месячным) графиком ремонта. Неплановый ремонт должен проводиться с целью устранения последствий неисправностей или дефектов, влияющих на нормальную и безопасную эксплуатацию, а также по результатам контроля технического состояния. Если для непланового ремонта требуется вывод из работы объекта диспетчеризации, то данный ремонт должен быть согласован с субъектом оперативно-диспетчерского управления.
Аварийные ремонты должны проводиться в случаях устранения последствий аварии на оборудовании для восстановления его работоспособности.
9. При организации планово-предупредительного ремонта в зависимости от объема выполняемых ремонтных мероприятий ремонты следует подразделять на текущие, средние или капитальные.
При капитальном ремонте оборудования, который выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному ресурса объекта с заменой или восстановлением любых его частей, может производиться полная разборка агрегата, ремонт базовых и корпусных деталей и узлов, замена или восстановление всех изношенных деталей и узлов на новые и более современные, сборка, регулирование и испытание агрегата. При проведении капитального ремонта оборудования не должно изменяться его функциональное назначение. Целью капитального ремонта оборудования является восстановление его технико-экономических характеристик до значений, близких к проектным.
При среднем ремонте оборудования выполняется восстановление исправности и частичное восстановление ресурса объекта с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния объекта в объеме, предусмотренном в документации.
Текущий ремонт оборудования выполняется для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса объекта с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния объекта в объеме, предусмотренном в документации.
10. Ремонт, в зависимости от типичности объемов и перечня выполняемых ремонтных работ, следует подразделять на типовой или сверхтиповой.
Типовой ремонт должен выполняться в соответствии с типовым перечнем и объемом ремонтных работ и характеризоваться единством содержания и последовательности технологических переходов для группы изделий с общими конструктивными и технологическими признаками.
Типовой перечень и объем ремонтных работ по конкретным типам (видам) оборудования объекта электроэнергетики по текущему, среднему и капитальному ремонту, бороскопической, средней и капитальной инспекции, инспекции тракта горячих газов должны утверждаться субъектом электроэнергетики самостоятельно и формироваться с учетом требований изготовителей оборудования, ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а также результатов анализа предыдущего ремонта и эксплуатации.
Для оборудования энергоблоков тепловых электростанций, ремонтным циклом которых установлена категорийность капитального ремонта, типовой перечень и объем ремонтных работ должны формироваться по каждой категории капитального ремонта, по среднему и текущему ремонту.
Необходимость в выполнении сверхтипового ремонта, не относящегося к типовому ремонту, выявляется в процессе эксплуатации и по результатам предыдущего ремонта и мероприятий, определенных в предписаниях органов государственного надзора или обусловленных требованиями вновь принимаемых нормативных документов.
11. Вид организации ремонта по техническому состоянию основного энергетического и электротехнического оборудования может применяться, если у субъекта электроэнергетики имеются:
ЛНА, устанавливающие периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять фактическое техническое состояние основного оборудования и его изменение в период до следующего выполнения контроля с учетом отзывов (предложений и рекомендаций) изготовителя оборудования и (или) экспертной организации, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации;
средства технического диагностирования и автоматизированная система контроля за техническим состоянием основного оборудования, представляющая программно-аппаратный комплекс, обеспечивающий процесс удаленного наблюдения и контроля за состоянием оборудования и (или) объекта (действующее оборудование), его диагностирование и прогнозирование изменения технического состояния на основе собранных данных (исторические данные о состоянии оборудования) и операционных данных, получаемых от систем сбора данных, установленных на оборудовании.
Решение о применении вида организации ремонта по техническому состоянию следует принимать при выполнении указанных в настоящем пункте условий, индивидуально по каждой единице основного оборудования, комиссией, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики с привлечением организаций-изготовителей оборудования и (или) экспертных организаций, аккредитованных в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.
12. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования, предназначенного для обеспечения работоспособности основного оборудования, и общестанционного оборудования, не относящегося к оборудованию энергоустановок электростанции и предназначенного для обеспечения ее работоспособности (функционирования), допускается в случае, если у субъекта электроэнергетики имеются:
ЛНА, устанавливающие периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять его фактическое техническое состояние по типам вспомогательного и общестанционного оборудования и его изменение в период до следующего выполнения контроля;
система контроля технического состояния вспомогательного и общестанционного оборудования, устанавливаемая локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики.
При выполнении указанных в настоящем пункте условий решение о применении организации ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования по техническому состоянию следует принимать индивидуально по каждому типу оборудования, установленного на объекте электроэнергетики, комиссией, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики.
13. Решение субъекта электроэнергетики о применении организации ремонта по техническому состоянию стационарных паровых и водогрейных котлов, для которых Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением", утвержденных приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 N 116 (зарегистрирован Минюстом России 19.05.2014, регистрационный N 32326), предусмотрен их планово-предупредительный ремонт, следует принимать и согласовывать в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности опасных производственных объектов.
14. Вид организации ремонта по техническому состоянию не может применяться в отношении следующих объектов ремонта:
по которым отсутствует ремонтная документация, указанная в пункте 17 настоящих Правил, устанавливающая периодичность, методы и объемы контроля технического состояния;
по которым установленные ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил, методы и объемы контроля технического состояния не позволяют определить фактическое техническое состояние и его изменение в период до следующего выполнения контроля;
гидроагрегатов, находящихся в эксплуатации по истечении срока службы, установленного организацией - изготовителем оборудования;
объектов, эксплуатируемых в зоне индивидуального ресурса продления безопасной эксплуатации;
газовых турбин газотурбинных и парогазовых установок;
основного оборудования энергоблоков, работающих на сверхкритических параметрах пара;
вновь вводимого основного оборудования, находящегося в опытной эксплуатации.
15. При организации ремонта по техническому состоянию оборудования перечень и объем ремонтных мероприятий должны определяться по результатам выполненного контроля и диагностирования его технического состояния.
В зависимости от перечня и объемов ремонтных мероприятий ремонты по техническому состоянию оборудования подразделяются на текущие, средние или капитальные.
Продолжительность ремонта следует определять на основании графика выполнения ремонтных работ, утверждаемого техническим руководителем субъекта электроэнергетики (техническим директором, главным инженером), к сфере ответственности которого в соответствии с его должностной инструкцией относится определение технической политики организации, в том числе организация и контроль выполнения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, зданий и сооружений субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.
16. Особенности организации ремонта по техническому состоянию и условия, определяющие возможность его применения по основному, вспомогательному и общестанционному оборудованию тепловых и гидравлических электростанций, подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), ЛЭП, оборудованию подстанций (далее - ПС), СДТУ устанавливаются в соответствующих главах настоящих Правил.
17. Ремонтная документация должна включать:
нормативную документацию, включающую нормативные правовые акты, действие которых распространяется на объекты, в отношении которых осуществляются ремонты (далее - нормативная документация);
техническую документацию, к которой относятся проектная документация, конструкторская документация изготовителей оборудования (чертежи, инструкции по эксплуатации, заводские ремонтные документы, технические паспорта оборудования или сооружений объектов электроэнергетики), информационные сообщения и письма изготовителей оборудования (далее - техническая документация);
технологическую документацию, к которой относятся документы по технологическим процессам ремонта (маршрутные, операционные и технологические карты, технологические инструкции, рабочие программы), а также технологические инструкции изготовителей оборудования (далее - технологическая документация);
организационно-распорядительную документацию, к которой относятся документы по планированию, подготовке и выполнению ТОиР, а также учета и отчетности (планы, графики, программы ремонта, ведомости, протоколы, акты, годовые графики ремонта, разрабатываемые собственником и иным законным владельцем объектов электроэнергетики, утверждаемые субъектом электроэнергетики и (или) организацией - исполнителем ремонта и пересматриваемые с учетом опыта эксплуатации (далее - годовые планы-графики);
проект производства работ (далее - ППР), разрабатываемый организацией - исполнителем ремонта для подготовки и производства ремонта оборудования и состоящий из комплекта технических и организационно-распорядительных документов с обязательным включением в него главы "Требования безопасности при выполнении работ";
документы, фиксирующие результаты выполнения ремонта составных частей оборудования и их техническое состояние до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия состояния отремонтированной составной части требованиям нормативной и технической документации (формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы, технические акты на скрытые работы), которые являются отчетными и подлежат представлению в комиссию по приемке оборудования из ремонта;
Если в процессе ремонтной деятельности выявлена необходимость в дополнительной к вышеуказанной ремонтной документации, субъект электроэнергетики вправе разработать и утвердить иную ремонтную документацию.
18. Субъекты электроэнергетики дополнительно к документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, при ремонте оборудования могут применять:
ремонтные чертежи;
ремонтные эскизы, передаваемые для выполнения работ и изготовления запасных частей, подписанные техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
19. Субъекты электроэнергетики должны устанавливать по каждому типу (виду) оборудования конкретный состав ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, в соответствии с требованиями которой следует осуществлять ТОиР.
20. При отсутствии технических и (или) технологических документов, относящихся к ремонтной документации, субъект электроэнергетики должен обеспечить их утверждение в порядке и сроки, установленные гражданским законодательством Российской Федерации, законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, о техническом регулировании.
Для производства ТОиР в период, указанный в настоящем пункте, допускается применение рабочей конструкторской документации изготовителей оборудования (чертежи, заводские инструкции), технических актов общего назначения.
21. Допускается предоставление технической, технологической и иной документации при ТОиР зарубежного оборудования, закупленного до вступления в силу настоящих Правил, не в полном объеме при условии заключения долгосрочных договоров на сервисное обслуживание с организациями, уполномоченными на его осуществление.
22. При новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции объекта электроэнергетики субъекты электроэнергетики для целей осуществления технического обслуживания и ремонта оборудования, в том числе зарубежного, должны сформировать состав ремонтной документации, учитывающий положения пункта 17 настоящих Правил.
23. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить выполнение ТОиР оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики собственным ремонтным персоналом, включающим работников, выполняющих техническое обслуживание и ремонт, монтаж, наладку и испытание электрооборудования, и (или) привлекаемыми к выполнению ТОиР организациями-исполнителями.
24. Субъекты электроэнергетики при осуществлении ТОиР собственными силами должны организовать постоянную работу, направленную на обеспечение готовности к выполнению функциональных обязанностей ремонтного персонала, поддержание и повышение его квалификации.
Ремонтный персонал, осуществляющий ТОиР и не имеющий соответствующего профессионального образования или опыта работы, должен пройти соответствующее обучение для осуществления данных работ.
25. Квалификация ремонтного персонала должна соответствовать требованиям, установленным в ремонтной документации, в соответствии с которой следует производить выполнение ремонта.
26. Квалификация ремонтного персонала, выполняющего работы по ремонту объектов, на которые распространяются нормативные правовые акты Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и (или) нормативные требования по охране труда при эксплуатации электроустановок, должна соответствовать требованиям, установленным соответствующими документами, в том числе Положением об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным приказом Ростехнадзора от 29.01.2007 N 37 (зарегистрирован Минюстом России 22.03.2007, регистрационный N 9133), с изменениями, внесенными приказами Ростехнадзора от 05.07.2007 N 450 "О внесении изменений в "Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору" (зарегистрирован Минюстом России 23.07.2007, регистрационный N 9881), от 15.12.2011 N 714 "О внесении изменений в приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. N 37" (зарегистрирован Минюстом России 08.02.2012, регистрационный N 23166), от 19.12.2012 N 739 "О внесении изменения в Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденное приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. N 37" (зарегистрирован Минюстом России 05.04.2013, регистрационный N 28002) и от 30.06.2015 N 251 "О внесении изменений в Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденное приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. N 37" (зарегистрирован Минюстом России 27.07.2015, регистрационный N 38208).
27. Количество и квалификация ремонтного персонала в течение всего времени выполнения ремонта должны соответствовать требованиям, установленным в ремонтной документации, а также обеспечивать выполнение ремонтных работ в установленные графиком производства ремонтных работ сроки и требований к качеству выполнения работ, установленных в ремонтной документации.
28. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить технологическое оснащение объектов электроэнергетики для осуществления ТОиР, работоспособное и исправное состояние зарегистрированных подъемных сооружений, специальных грузозахватывающих приспособлений и технологической оснастки, поставляемой совместно с оборудованием, постов энергоносителей, ремонтных площадок для размещения узлов и деталей оборудования в процессе ремонта.
29. Номенклатура и количество машин, механизмов, оборудования, технологической оснастки и средств малой механизации, диагностирования и контроля организации - исполнителя ремонта должны соответствовать их номенклатуре и количеству, установленным в ремонтной документации, в соответствии с которой должно производиться выполнение ремонта.
30. Средства технологического оснащения, на которые распространяются требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.11.2013 N 533 (зарегистрирован Минюстом России 31.12.2013, регистрационный N 30992), с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12.04.2016 N 146 "О внесении изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения", утвержденные приказом Ростехнадзором от 12 ноября 2013 г. N 533" (зарегистрирован Минюстом России 20.05.2016, регистрационный N 42197), должны соответствовать установленным в них требованиям.
31. До начала производства ремонтных работ субъект электроэнергетики должен обеспечить исправное техническое состояние средств технологического оснащения, диагностирования и контроля.
32. Количество средств технологического оснащения, диагностирования и контроля и их номенклатура в течение всего времени выполнения ремонта объекта должны обеспечивать производство ремонтных работ и их выполнение в установленные графиком производства ремонтных работ сроки.
33. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить метрологическое обеспечение объектов электроэнергетики для осуществления ТОиР, в том числе при организации проведения ремонтных работ с привлечением сторонних организаций - исполнителей ремонта.
Метрологическое обеспечение должно осуществляться в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.
34. Средства измерений (далее - СИ), применяемые при выполнении ремонтных работ, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.674-2009 "Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями", утвержденного и введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 15.12.2009 N 1105-ст (Стандартинформ, 2011).
35. Применяемые СИ должны обеспечивать точность измерений, установленную в рабочей конструкторской и проектной документации, технических условиях на ремонт, технологической документации и методиках проведения измерений.
36. Применяемые при выполнении ремонтных работ СИ должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, созданный во исполнение Федерального закона N 102-ФЗ от 26.06.2008 "Об обеспечении единства измерений", иметь действующий паспорт и свидетельство о поверке или калибровке.
37. Субъекты электроэнергетики должны обеспечить материально-техническими ресурсами (далее - МТР) планируемые объемы ТОиР оборудования, зданий и сооружений.
38. Объем обеспечения МТР для ТОиР должен определяться на основании:
смет и калькуляций на выполнение ремонтных работ по конкретным объектам ремонта;
номенклатурных норм расхода запасных частей и материалов по типам оборудования на типовой текущий, средний и капитальный ремонт;
среднегодовых номенклатурных величин расхода запасных частей и материалов для ремонта по типам оборудования для технологических групп учета со значительным количеством однотипного оборудования: арматура, контрольно-измерительные приборы (далее - КИП) и автоматика, электрооборудование местных щитов управления.
При организации ремонта по техническому состоянию потребность в МТР должна определяться по результатам выполненного контроля и диагностирования его технического состояния.
39. Объем обеспечения МТР для проведения ТОиР может быть скорректирован по результатам произведенного учета и анализа:
текущего состояния и состава складских запасов оборудования, запасных частей и материалов для ремонта на момент формирования заявки;
номенклатуры и объемов оборудования, запасных частей и материалов для выполнения ремонта текущего года (предшествующего планируемому);
номенклатуры и объемов оборудования запасных частей и материалов по действующим договорам поставки;
номенклатуры и объемов запасных частей и материалов, планируемых к поставке организациями - исполнителями ремонта.
40. Субъект электроэнергетики должен производить контроль поступления на склады объектов электроэнергетики МТР для ремонта и обеспечивать проведение входного контроля поступивших МТР, условий их складирования и хранения, а также проверку соответствия поступивших МТР по качеству, номенклатуре и объемам.
41. Субъекты электроэнергетики должны создавать аварийный запас оборудования, запасных частей и материалов для устранения последствий аварий и технологических нарушений (отказов, неисправностей), возникающих в процессе эксплуатации с целью минимизации материального ущерба за счет сокращения времени обеспечения МТР, необходимыми для восстановительных или превентивных работ.
42. Состав и объем оборудования, запасных частей и материалов, включаемых в аварийный запас, должен устанавливаться субъектом электроэнергетики самостоятельно в утверждаемом им ЛНА на основании анализа данных по авариям и повреждаемости оборудования, имевших место в процессе его эксплуатации.
43. Субъекты электроэнергетики должны осуществлять в соответствии с ЛНА, указанным в пункте 42 настоящих Правил:
планирование номенклатуры и объемов аварийного запаса;
приобретение и обеспечение условий хранения аварийного запаса;
использование, пополнение и обновление аварийного запаса.
44. В процессе выполнения работ по ремонту, в том числе в случаях привлечения организаций - исполнителей ремонта, субъекты электроэнергетики должны обеспечивать соблюдение норм законодательства Российской Федерации об охране труда, в том числе Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 24.07.2013 N 328н (зарегистрирован Минюстом России 12.12.2013, регистрационный N 30593), с изменениями, внесенными приказом Минтруда России от 19.02.2016 N 74н "О внесении изменений в Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденные приказом Минтруда России от 24 июля 2013 г. N 328н" (зарегистрирован Минюстом России 13.04.2016, регистрационный N 41781), законодательства Российской Федерации о промышленной безопасности и о пожарной безопасности.
45. Субъектам электроэнергетики на объектах электроэнергетики необходимо:
обеспечивать за 20 дней до начала планового ремонта поставку оборудования, запасных частей и материалов и проведение их входного контроля до начала ремонта;
иметь в наличии ремонтную документацию;
иметь состав собственного ремонтного персонала, обладающего соответствующей квалификацией, в количестве, установленном ремонтной документацией, и (или) обеспечивать своевременное заключение договоров с привлекаемыми к выполнению ремонта организациями - исполнителями ремонта;
обеспечивать работоспособное и исправное состояние стационарных и зарегистрированных подъемных сооружений, специальных грузозахватывающих приспособлений и технологической оснастки, постов энергоносителей, ремонтных площадок для размещения узлов и деталей оборудования в процессе ремонта.
III. Требования к организации технического обслуживания,
планирования, подготовки, производства ремонта и приемки
из ремонта оборудования, зданий и сооружений
тепловых электростанций
46. Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования тепловых электростанций состоит в выполнении комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в эксплуатационной и ремонтной документации.
Операции по техническому обслуживанию должны проводиться на работающем или остановленном оборудовании.
В состав работ по техническому обслуживанию включаются следующие мероприятия:
обход по графику и визуальный контроль работающего оборудования для оценки его технического состояния и выявления дефектов;
контроль технического состояния оборудования с применением внешних средств контроля или диагностирования, включая контроль переносной аппаратурой зон нагрева, герметичности, вибрации, а также визуальный и измерительный контроль отдельных сборочных единиц оборудования при необходимости, определяемой технологической документацией, с его частичной разборкой;
замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных фильтров и отстойников, 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, водорода, азота, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок;
ревизия, чистка и замена элементов щеточно-контактных аппаратов генераторов и электродвигателей;
очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала;
контроль исправности информационно-измерительных систем и СИ, 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 консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.
47. Периодичность и объем технического обслуживания оборудования и запасных частей, находящихся на хранении на тепловых электростанциях, в том числе централизованного запаса, должны устанавливаться ЛНА субъекта электроэнергетики.
48. На каждой тепловой электростанции:
должны быть установлены состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения по видам оборудования установок и технологических систем в соответствии с технологической документацией по организации их эксплуатации и технического обслуживания, разрабатываемой с учетом требований изготовителя оборудования и условий эксплуатации;
должны быть назначены ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала электростанции;
должны вестись журналы технического обслуживания (на материальном носителе или в электронной форме) по видам оборудования, в которые следует вносить сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.
49. Если на объекте электроэнергетики ЛНА не установлен вид организации ремонта по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.
50. Планово-предупредительный ремонт должен предусматривать вывод в ремонт оборудования в соответствии с требованиями настоящих Правил и требованиями ремонтной документации.
51. Планово-предупредительный ремонт применяется к следующим объектам:
основное оборудование тепловых электростанций (паровой котел, котел-утилизатор, паровая турбина, газовая турбина, турбогенератор, трансформатор);
вспомогательное и общестанционное оборудование;
установка (котельная, паротурбинная, газотурбинная, генераторная, трансформаторная), включающая основное оборудование и обеспечивающее его работу вспомогательное оборудование, предназначенные для производства, преобразования и передачи тепловой или электрической энергии.
52. Вид ремонта установки должен определяться видом ремонта основного оборудования, входящего в состав установки.
Вид ремонта энергоблока должен определяться видом ремонта входящей в его состав установки, имеющей наибольший объем ремонтных работ и определяющей продолжительность ремонта энергоблока.
53. Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования установки.
На тепловой электростанции должен быть определен перечень вспомогательного и общестанционного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого должен производиться:
а) в процессе ремонта основного оборудования;
б) в процессе эксплуатации основного оборудования;
в) при нахождении в резерве основного оборудования.
При выполнении ремонтных работ вспомогательного и общестанционного оборудования в случаях, указанных в подпунктах "б", "в" настоящего пункта, должны быть обеспечены условия выполнений диспетчерских графиков тепловой и (или) электрической нагрузки и аварийной готовности к включению соответственно.
54. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта должен быть установлен субъектом электроэнергетики в соответствии с требованиями настоящих Правил.
55. Проведение планового ремонта должно совмещаться по срокам проведения с работами по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования.
56. Капитальный ремонт технических устройств (оборудования), применяемых на опасных производственных объектах, должен производиться в соответствии с нормами Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2017, N 11, ст. 1540) (далее - Закон о промышленной безопасности) и Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением", утвержденными приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 N 116 (зарегистрирован Минюстом России 19.05.2014, регистрационный N 32326).
57. В отношении всех видов организации ремонта субъекты электроэнергетики должны планировать ремонты основного, вспомогательного, общестанционного энергетического оборудования электростанций с учетом необходимости выполнения следующих критериев:
обеспечение возможного сокращения суммарного годового ремонтного периода;
обеспечение планирования ремонта в части объемов ремонтного снижения мощности, состава и параметров оборудования с учетом особенностей различных погодных периодов года и периода паводка;
обеспечение возможного сокращения суммарного годового ремонтного снижения мощности, обусловленного ремонтом вспомогательного, общестанционного оборудования и сооружений, в том числе минимизации времени нахождения оборудования в вынужденном простое, путем совмещения проведения указанного ремонта по времени с ремонтом соответствующего основного оборудования;
совмещение ремонта котельного оборудования, работающего на главный паропровод очереди электростанции, с ремонтом генерирующего оборудования той же очереди для тепловых электростанций с поперечными связями по пару.
58. Планирование ремонта оборудования при выборе планово-предупредительного вида организации ремонта должно включать в себя разработку:
перспективных планов ремонта основного оборудования электростанций;
годовых и месячных графиков ремонта основного оборудования электростанций;
годовых и месячных планов ремонта вспомогательного оборудования электростанций;
годовых и месячных планов ремонта общестанционного оборудования.
59. Субъекты электроэнергетики при формировании перспективных планов ремонта энергоблоков и установок должны планировать виды, сроки и объемы ремонта по годам планируемого периода с учетом:
мероприятий, предусматриваемых инвестиционными программами, программами технического перевооружения и реконструкции, программами вывода из эксплуатации;
планируемых величин наработки оборудования в часах по годам перспективного плана с учетом средней за последние 5 лет наработки оборудования в год;
обеспечения поставки запасных частей и оборудования с длительным сроком изготовления;
выполнения ремонта (модернизации) составных частей основного оборудования в условиях организации-изготовителя;
изменений условий эксплуатации (изменение режимов работы или состава оборудования, перевод на другой вид топлива, консервация);
обеспечения финансирования выполнения ремонта по годам планируемого периода и их источников.
60. При перспективном и годовом планировании ремонта по перечню и объемам ремонтных работ их продолжительность устанавливается:
для энергоблоков, установленная мощность которых составляет 150 - 1200 МВт, - в соответствии с ремонтными циклами, видами и продолжительностью ремонта согласно приложению N 1 к настоящим Правилам;
для оборудования с поперечными связями - в соответствии с продолжительностью и периодичностью планового ремонта энергоустановок тепловых электростанций с поперечными связями согласно приложению N 2 к настоящим Правилам;
для оборудования парогазовых и газотурбинных установок - в соответствии с регламентами ремонта, установленными поставщиками (изготовителями) такого оборудования.
61. Ремонтный цикл, виды и продолжительность ремонта энергоблоков 150 - 1200 МВт установлены по каждой мощностной группе с учетом вида сжигаемого топлива и конструктивных особенностей паровых котлов, входящих в состав энергоблоков, и приведены в приложении N 1 к настоящим Правилам.
Ремонтный цикл, устанавливающий календарный межремонтный период, периодичность и продолжительность ремонта, рассчитан на основе межремонтного ресурса энергоблоков, определенного из условия ежегодной наработки (рабочего времени), равной 6800 часам. Величина наработки соответствует оптимальной загрузке энергоблоков, принятой при разработке технико-экономических нормативов системы ППР.
Продолжительность каждого вида ремонта должна исчисляться в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни. Продолжительность следует принимать исходя из условия выполнения перечня типовых работ типового ремонта по графику выполнения ремонтных работ в две смены.
В случае изменения характеристик и видов сжигаемого топлива по сравнению с проектным видом топлива, которое учтено при разработке нормативного межремонтного ресурса и формировании ремонтного цикла, субъект электроэнергетики в течение 1 года с возможным привлечением изготовителей основного оборудования энергоблока или экспертных организаций, аккредитованных в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации, должен произвести корректировку перечня ремонтных работ по видам типового ремонта, сформировать обосновывающие документы по величине нового нормативного межремонтного ресурса и структуры ремонтного цикла.
62. При разработке перспективного плана и годового графика ремонта оборудования должны учитываться следующие условия:
первый капитальный ремонт после монтажа энергоблоков и установок, ранее не эксплуатируемых на объектах электроэнергетики, планируется на период, определяемый требованиями организаций-изготовителей оборудования. Сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от фактического технического состояния оборудования, контролируемого в процессе эксплуатации;
первый капитальный (средний) ремонт после монтажа энергоблоков и установок, ранее эксплуатируемых на объектах электроэнергетики, планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных в настоящих Правилах, если иное не установлено требованиями организаций-изготовителей оборудования;
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;
ремонт общестанционного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности электростанции, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.
63. Основой для формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и установок тепловой электростанции должны являться:
прогнозируемая средняя наработка в часах (эквивалентных или календарных) по каждому году перспективного плана;
нормативный межремонтный ресурс между капитальным ремонтом для конкретных видов энергоблоков и установок, установленный в соответствии с приложениями N 1 и N 2 к настоящим Правилам;
календарная продолжительность ремонтного цикла энергоблока или установки, соответствующая интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода энергоблока или установки в последующий капитальный ремонт, определяемая отношением величины нормативного межремонтного ресурса к величине среднегодовой наработки в часах (эквивалентных или календарных) в планируемый период.
64. Прогнозируемая средняя наработка в часах по каждому году перспективного плана должна определяться на основе планируемых субъектом электроэнергетики на период 5 лет величин выработки электрической и тепловой энергии. Для планирования прогнозной наработки в эквивалентных часах дополнительно должны применяться коэффициенты приведения, предоставленные организациями-изготовителями оборудования.
В случае отсутствия величин планируемой выработки электрической энергии на момент формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и установок величина прогнозируемой средней наработки энергоблока или установки следует принимать равной средней наработке энергоблока или установки за один полный календарный год в период 5 лет, предшествующий моменту формирования перспективного плана.
65. При определении календарной продолжительности ремонтного цикла должны учитываться следующие условия:
а) капитальный ремонт энергоблока или установки должен производиться в сроки, соответствующие срокам исчерпания нормативного межремонтного ресурса;
б) при наличии условий, установленных ЛНА субъекта электроэнергетики, допускается увеличение ресурса сверх нормативного на величину не более половины средней годовой наработки энергоблока или установки;
в) в случаях если среднегодовые наработки энергоблока или установки составляют менее 6800 часов, при этом рассчитанная календарная продолжительность ремонтного цикла превышает 8 лет, субъект электроэнергетики по истечении 8 лет с даты окончания последнего капитального ремонта должен принимать документально оформленное и согласованное с экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации, одно из следующих решений:
о дальнейшей эксплуатации и сохранении действующей структуры и продолжительности ремонтного цикла;
о дальнейшей эксплуатации и изменении действующей структуры и продолжительности ремонтного цикла;
о прекращении дальнейшей эксплуатации и проведении капитального ремонта.
66. Формирование перспективного плана ремонта основного оборудования электростанции должно производиться в следующей последовательности:
1) должны устанавливаться ремонтные циклы, их структура (последовательность и продолжительность текущего, среднего и капитального ремонта) и нормативные межремонтные ресурсы для каждой группы энергоблоков и установок конкретной электростанции, имеющих однотипное основное оборудование, в соответствии с приложениями N 1 и N 2 к настоящим Правилам. В соответствии с пунктом 64 настоящих Правил по каждой группе энергоблоков и установок, имеющих однотипное основное оборудование, субъектом электроэнергетики должна определяться прогнозируемая средняя наработка энергоблока или энергоустановки за один полный календарный год;
2) по принятой величине прогнозируемой средней наработки энергоблока или установки за один календарный год и нормативному межремонтному ресурсу разрабатывается ремонтный цикл, соответствующий принятой наработке, с учетом пункта 65 настоящих Правил.
67. Перспективный план ремонта основного оборудования электростанций должен разрабатываться субъектами электроэнергетики на 5 лет и содержать следующие сведения:
вид ремонта;
продолжительность ремонта;
перечень сверхтиповых работ;
дата завершения предыдущего капитального ремонта;
наработка: с начала эксплуатации; от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами.
Рекомендуемый образец перспективного плана ремонта основного оборудования электростанций приведен в приложении N 3 к настоящим Правилам.
68. Перспективный план ремонта ежегодно должен пересматриваться со смещением периода планирования на один год и с корректировкой и уточнением ранее утвержденных показателей плана, при этом следует производить уточнение календарной продолжительности ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы энергоблоков или установок за истекший год планируемого периода и результатов контроля технического состояния оборудования.
69. Годовой график ремонта должен разрабатываться на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом с учетом:
фактического технического состояния оборудования энергоблоков или установок;
результатов выполнения программы технического перевооружения и реконструкции;
фактической наработки от последнего капитального ремонта.
Годовой график ремонта основного оборудования электростанций должен разрабатываться субъектами электроэнергетики и содержать следующие сведения:
вид ремонта;
планируемая дата начала и окончания ремонта;
перечень сверхтиповых работ;
дата завершения предыдущего капитального ремонта;
наработка: от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами.
Рекомендуемый образец годового графика ремонта основного оборудования электростанций приведен в приложении N 5 к настоящим Правилам.
В годовом графике ремонта должны указываться основные объемы и перечень сверхтиповых работ, а в случае совмещения работ по ремонту и техническому перевооружению должны указываться также основные объемы работ по техническому перевооружению.
70. В случаях если годовым графиком ремонта предусматривается производство в плановый ремонт (капитальный, средний или текущий) объемов ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта установки более нормативной, решение о продолжительности ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
71. В случаях если по результатам испытаний, диагностирования, контроля и других проведенных исследований по определению фактического технического состояния основного оборудования выявлена необходимость проведения капитального ремонта установки с межремонтным ресурсом меньше нормативного межремонтного ресурса, решение о включении в годовой график следующего года этого ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При этом исчисление нормативного межремонтного ресурса начинается с момента окончания капитального ремонта.
72. Для обеспечения равномерной занятости ремонтного персонала в течение года при разработке планов следует 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.
73. Разработка и согласование планов ремонта с субъектом оперативно-диспетчерского управления должны производиться в следующем порядке:
1) перспективный план ремонта должен разрабатываться субъектом электроэнергетики и утверждаться до 1 марта года, предшествующего планируемому;
2) предложения по годовым и месячным графикам ремонта основного оборудования должны разрабатываться субъектом электроэнергетики и представляться субъекту оперативно-диспетчерского управления в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.
Корректировка годового графика ремонта основного оборудования (увеличение (уменьшение) продолжительности ремонта, изменение сроков вывода и окончания ремонта без изменения продолжительности ремонта, исключение ремонта) должна производиться на этапе месячного планирования с предоставлением субъектом электроэнергетики субъекту оперативно-диспетчерского управления причин изменения сроков ремонта или их невыполнения (исключении из графика) и обосновывающих документов, подтверждающих текущее техническое состояние оборудования (в случае исключения объемов ремонтных работ).
Все изменения графика ремонта основного оборудования следует направлять лицам и организациям, привлекаемым к ремонту.
74. Годовые (месячные) планы ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования должны разрабатываться с учетом годовых (месячных) графиков ремонта основного оборудования и утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
75. Состав организационно-технических мероприятий по подготовке оборудования к ремонту и сроки их выполнения должны устанавливаться в планах подготовки к ремонту оборудования.
76. Субъекты электроэнергетики должны разработать:
перспективный план подготовки к ремонту установок и оборудования на период 5 лет, совпадающий с периодом реализации перспективного плана ремонта оборудования. В случаях если структура энергоблоков и установок в планируемый период не изменяется или их количество уменьшается в связи с выводом из эксплуатации, а также при организации ремонта по техническому состоянию решение о разработке перспективного плана подготовки к ремонту установок и оборудования должно приниматься по усмотрению субъекта электроэнергетики;
годовой план подготовки к ремонту установки и оборудования, разрабатываемый в целях реализации годового графика ремонта субъектом электроэнергетики;
план подготовки к ремонту установки и оборудования после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по его ремонту согласно пунктам 77 и 79 настоящих Правил, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.
Субъект электроэнергетики вправе не разрабатывать отдельный план подготовки к ремонту установки и оборудования, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту по тепловой электростанции.
Сформированный план подготовки к ремонту установки и оборудования должен утверждать технический руководитель субъекта электроэнергетики.
Рекомендуемый перечень организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективный и годовой план подготовки к ремонту установки и оборудования, приведен в приложении N 7 к настоящим Правилам. Рекомендуемый образец перспективного (годового) плана подготовки к ремонтам приведен в приложении N 8 к настоящим Правилам.
77. Одновременно с разработкой годового графика ремонта основного оборудования и годового плана ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования должны составляться ведомости планируемых работ по ремонту установок и оборудования (далее - ведомость планируемых работ по ремонту), рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 9 к настоящим Правилам.
78. При составлении ведомости планируемых работ по ремонту должны учитываться:
перечень, объем и периодичность ремонта;
нормы и нормативы на выполнение планового ремонта оборудования;
требования ремонтной документации;
требования предписаний органов государственного надзора;
данные отчетных документов предыдущего капитального (среднего) ремонта;
данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показателях надежности аналогичного оборудования;
данные доремонтных испытаний оборудования;
результаты мониторинга и оценки фактического технического состояния оборудования;
выполнение мероприятий из актов расследования причин аварий, карт отказов в работе.
79. Ведомость планируемых работ по ремонту должна утверждаться не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Изменения в ведомости планируемых работ должны вноситься по результатам:
доремонтных испытаний установки с оформлением соответствующих ведомостей параметров технического состояния установок и оборудования, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 10 - 18 к настоящим Правилам;
дефектации оборудования.
Все изменения объема ремонта, установленные по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, должны оформляться ведомостью дополнительных работ по ремонту и протоколом исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 19 и N 20 к настоящим Правилам.
Все изменения объема ремонта согласовываются с организациями - исполнителями ремонта и утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
80. Ремонтная документация, предоставляемая субъектом электроэнергетики организации - исполнителю ремонта, должна включать в себя:
а) конструкторскую и технологическую документацию на специализированные работы по ремонту оборудования и его составных частей, выполнение которых требует разработки организацией - исполнителем ремонта технологии и специальной оснастки для производства этих работ;
б) утвержденную ведомость объема ремонтных работ, включая объем работ по контролю и обследованию металла, конструкторскую и технологическую документацию на все предусматриваемые при ремонте конструктивные изменения узлов и систем оборудования, не требующие специальной подготовки и оснастки для их выполнения;
в) проектную, технологическую и организационно-распорядительную документацию, в том числе: план размещения узлов и крупных деталей ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей и документацию, установленную договором на выполнение ремонтных работ между субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта;
г) документы о ранее выполненных ремонтах оборудования, данные результатов мониторинга и оценки фактического технического состояния и данные по отказам оборудования в процессе эксплуатации;
д) данные по результатам доремонтных испытаний оборудования.
81. Не позднее чем за 20 дней до начала ремонта:
1) субъект электроэнергетики, организации - исполнители ремонта должны провести совместные проверки выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту, результаты которых оформить актами, фиксирующими выполнение этих работ;
2) каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте, должна:
определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
назначить 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;
назначить руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с перечнем и объемом работ, принятыми по договору;
назначить лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;
3) субъект электроэнергетики 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, а также передает организации - исполнителю ремонта перечень скрытых работ с указанием ответственных лиц за их комиссионную приемку в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ.
82. Общее руководство ремонтом и координацию действий всех организаций, принимающих участие в ремонте, должно осуществлять лицо, назначенное субъектом электроэнергетики (далее - общий руководитель ремонта).
Общий руководитель ремонта может являться работником организации - исполнителя ремонта в случае, если договором о выполнении ремонтных работ предусмотрено его назначение. При этом такое назначение должно оформляться совместным приказом субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.
Организация работы по нарядам-допускам и назначение руководителей работ по нарядам должны производиться в соответствии с установленным порядком, определяемым правилами охраны труда.
83. Не позднее чем за 10 дней до начала ремонта комиссии, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики, следует производить проверку готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки) с составлением акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 21 к настоящим Правилам.
84. В случае принятия комиссией решения о неготовности электростанции к ремонту срок начала ремонта, его продолжительность и объем ремонтных работ должны определяться субъектом электроэнергетики в порядке, установленном пунктом 73 настоящих Правил.
85. До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями и правилами внутреннего распорядка.
86. Временем начала ремонта энергоблоков, газотурбинных установок (в том числе в составе парогазовых установок), паротурбинных установок с поперечными связями и трансформаторов считается время отключения генератора (трансформатора) от электрической сети.
Временем начала ремонта паровых котлов неблочных тепловых электростанций считается время отключения котла от станционного паропровода острого пара.
При выводе основного оборудования в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в разрешении на вывод оборудования в ремонт, по заявке, поданной субъектом электроэнергетики.
87. Временем начала ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от основного и общестанционного оборудования, считается время вывода в ремонт, установленное начальником смены электростанции.
88. Вывод в ремонт установки должен производиться в соответствии с месячным графиком ремонта основного оборудования с разрешения субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Указанная программа должна предусматривать:
проведение эксплуатационных доремонтных испытаний по специальной программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающих порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых электростанциях.
Испытания должны проводиться не ранее чем за месяц и не позднее чем за 5 дней до вывода в ремонт.
Для установок, по которым отдельные параметры технического состояния могут быть определены только после вывода установки в ремонт, предремонтные эксплуатационные испытания должны быть завершены не позднее 10 дней с начала ремонта.
Результаты испытаний должны заноситься в ведомости параметров технического состояния установок (оборудования), рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N N 10 - 18 к настоящим Правилам;
уборку установки снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов, газо- и воздухопроводов, пылепроводов в пределах установки) от пыли, золы и мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов (окончательная уборка котлоагрегатов, работающих на пылеугольном топливе, должна производиться после останова с разборкой электросхем оборудования);
срабатывание 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 каналы системы гидрозолоудаления и удалены на золоотвал;
принудительное расхолаживание паровых турбин при останове и промывку проточной части турбины под нагрузкой, необходимость которой должна определяться по результатам доремонтных испытаний.
89. После останова оборудования в ремонт персонал электростанции должен:
произвести все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ в соответствии с требованиями охраны труда и федеральными нормами и правилами в сфере промышленной безопасности. Отключения должны производиться согласно программе и графику, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При выполнении операций по отключению персонал электростанции должен обеспечить возможность начала ремонтных работ на узлах и системах установки в сроки, предусмотренные графиком выполнения ремонтных работ;
выдать общий наряд-допуск (наряд-допуск) на ремонт оборудования и обеспечить функционирование системы допуска производственного персонала организации - исполнителя ремонта на рабочие места в течение всего срока выполнения ремонтных работ;
установить режим работы подразделений обеспечения (в том числе центральных ремонтных мастерских, компрессорных, газогенераторных и кислородных станций, складов, лабораторий), а также грузоподъемных и транспортных средств (в том числе кранов, лифтов) в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
выполнить подключение электроприводов механизмов и инструмента, средств электросварки и термообработки к электросборкам в сроки согласно заявкам временных подключений и графику выполнения ремонтных работ;
передать на период выполнения ремонта штатную технологическую оснастку, специальные съемные грузозахватные приспособления и такелаж, полученные совместно с оборудованием от его изготовителей;
организовать выполнение поэтапных, поузловых и предпусковых испытаний, различных видов контроля, предусмотренных нормативной и технологической документацией на ремонт конкретных видов (типов) оборудования.
90. Ответственные представители субъекта электроэнергетики, назначенные в соответствии с пунктом 81 настоящих Правил, должны:
участвовать в проведении входного контроля применяемых при ремонте материалов и запасных частей;
осуществлять организацию контроля персоналом электростанции за ходом ремонта и проверок качества выполнения ремонтных работ, не вмешиваясь в деятельность организаций - исполнителей ремонта;
участвовать в дефектации оборудования, основных узлов оборудования;
определять по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом должна составляться ведомость дополнительных работ по ремонту и протокол исключения работ, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 19, N 20 к настоящим Правилам соответственно;
оформлять совместно с организациями - исполнителями ремонта акт дефектации оборудования и акт о выявленных дефектах оборудования, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 22 и N 23 к настоящим Правилам соответственно;
решать вопрос о необходимости замены некоторых материалов для ремонта и составить акт об использовании для ремонта материалов - заменителей, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 24 к настоящим Правилам;
по завершении ремонта составить ведомость выполненных работ по ремонту, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 25 к настоящим Правилам;
принимать предъявляемые к сдаче отремонтированные узлы и отремонтированное оборудование в целом и контролировать его опробование.
Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления комиссии по приемке должно проводиться персоналом электростанции в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, правилами охраны труда, правилами пожарной безопасности под непосредственным руководством ответственного руководителя электростанции, в ведении которого находится опробуемое оборудование, при обязательном участии организации - исполнителя ремонта.
По результатам опробования (испытаний) оборудования должны составляться отчетные документы, перечень которых устанавливается субъектом электроэнергетики и направляется организации - исполнителю ремонта.
91. Субъект электроэнергетики вправе вмешаться в производство работ, выполняемых организацией - исполнителем ремонта, если последняя:
своими действиями вызвала угрозу нарушения нормальной эксплуатации действующего оборудования, нарушает правила охраны труда, обязательные требования, установленные нормативными правовыми актами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, правилами пожарной безопасности;
выполняет работы с нарушением согласованного графика выполнения ремонтных работ (окончание работ в срок оказывается под угрозой);
допустила и не устранила дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами, и не произвела приемку скрытых работ с участием ответственных представителей субъекта электроэнергетики;
не выполняет требования ремонтной документации.
92. Субъект электроэнергетики при проведении контроля ремонтных работ обязан:
осуществлять входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей, к осуществлению которого по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики могут привлекаться организации - исполнители ремонта;
проводить оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;
обеспечивать сдачу по акту скрытых работ в соответствии с ходом исполнения графика выполнения ремонтных работ;
контролировать соответствие отремонтированных составных частей и деталей требованиям ремонтной документации.
93. Субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями ремонта должен рассмотреть выявленный по результатам дефектации оборудования объем дополнительных ремонтных работ, возможность и сроки их выполнения в плановый срок или сформировать обосновывающие материалы на продление срока ремонта в соответствии с пунктом 74 настоящих Правил.
В обосновании продления срока ремонта субъект электроэнергетики должен указывать причины отличия планового и фактического объемов ремонтных работ.
94. В случаях если выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями ремонта должен принимать технические решения о сроках и порядке устранения дефектов оборудования. Сроки выполнения мероприятий по каждому техническому решению не должны превышать 12 месяцев с момента их принятия, кроме случаев требующих получения соответствующего согласования организации - изготовителя оборудования или аккредитованной экспертной организации в порядке, установленном законодательством Российской Федерации об аккредитации.
95. Субъект электроэнергетики должен производить приемку установок из капитального, среднего или текущего ремонта.
Порядок и условия приемки установок из типового текущего ремонта и необходимость проведения приемо-сдаточных испытаний после текущего ремонта должны устанавливаться субъектом электроэнергетики.
При выполнении в процессе текущего ремонта сверхтиповых ремонтных работ приемка из текущего ремонта должна производиться в порядке, аналогичном приемке установок из капитального или среднего ремонта.
96. Приемку установок из капитального и среднего ремонта должна производить комиссия по приемке из ремонта, возглавляемая техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Состав комиссий по приемке из ремонта электростанции должен определяться субъектом электроэнергетики.
Приемку вспомогательного и общестанционного оборудования из ремонта должны осуществлять комиссии по приемке из ремонта, возглавляемые руководителями подразделений объекта электроэнергетики, в ведении которых находится ремонтируемое оборудование.
97. Комиссии по приемке из ремонта должны осуществлять:
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, а также оценку качества выполненных ремонтных работ;
оценку соответствия требованиям правил пожарной безопасности отремонтированного оборудования;
уточнение технического состояния оборудования по данным эксплуатации в течение подконтрольной эксплуатации, проводимой с целью получения дополнительной информации, а также по данным приемо-сдаточных испытаний;
окончательную оценку качества отремонтированных энергоустановок и оценку качества выполненных ремонтных работ.
98. Приемка установок из ремонта должна производиться по программе, согласованной с организациями - исполнителями ремонта и утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики (далее - программа приемки).
Программа приемки должна содержать:
перечень приемо-сдаточных испытаний, сроки и ответственных за их проведение лиц;
программы 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.
99. Организации - исполнителю ремонта необходимо представить комиссии по приемке документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:
ведомость выполненных работ по ремонту;
протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;
формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы и иные документы, характеризующие (фиксирующие) техническое состояние составных частей оборудования до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия отремонтированных составных частей требованиям нормативно-технической документации;
результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;
протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в энергоустановку;
акты приемки скрытых работ;
акты приемки на чистоту рабочих мест после выполнения ремонтных работ;
документы по выполнению ремонта, установленные договором на выполнение ремонта, заключенным между субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта.
Документация предъявляется комиссии по приемке не позднее, чем за 2 дня до окончания ремонта. Перечень документации, указанный в настоящем пункте Правил, должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
100. После ремонта должны проводиться приемо-сдаточные испытания установок и отдельных систем для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям.
Испытания должны проводиться по программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программы испытаний на тепловых электростанциях.
101. Приемо-сдаточные испытания установки должны проводиться в два этапа: испытания при пуске и испытания под нагрузкой.
Сроки проведения приемо-сдаточных испытаний должны обеспечивать включение энергоустановки под нагрузку согласно графику выполнения ремонтных работ.
102. Испытания должны проводиться по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики, согласованной с субъектом оперативно-диспетчерского управления.
Программа приемо-сдаточных испытаний должна включать:
на этапе пуска - порядок проведения испытаний вспомогательных систем и оборудования установки, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний и особые указания (при наличии);
на этапе испытаний под нагрузкой - перечень режимов и контролируемых параметров, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний.
Программа приемо-сдаточных испытаний должна соответствовать Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 19.06.2003 N 229 (зарегистрирован Минюстом России 20.06.2003, регистрационный N 4799) (далее - ПТЭ) и инструкциям по эксплуатации оборудования.
103. По результатам контроля установки, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа документации, составленной в соответствии с пунктом 100 настоящих Правил, комиссия по приемке должна установить возможность пуска установки.
104. Пуск установки должен производиться по разрешению (распоряжению) технического руководителя субъекта электроэнергетики и выполняться эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.
105. Перед пуском установки руководители организаций, участвующих в ремонте, при наличии особенностей пуска, не определенных в инструкциях по эксплуатации опробываемого оборудования, передают в письменном виде руководителю эксплуатационного подразделения электростанции указания, не противоречащие требованиям ПТЭ и содержащие особенности пуска и опробования при проведении приемо-сдаточных испытаний.
Если в период пуска и опробования выявлены нарушения в работе оборудования или не учитываются требования к пуску и опробованию, переданные руководителю эксплуатационного подразделения электростанции руководителем ремонтных работ, то последние имеют право потребовать изменить режим пуска и опробования или произвести останов установки.
106. Капитальный, средний ремонт оборудования считается завершенным при успешном проведении приемо-сдаточных испытаний, при этом временем окончания ремонта является:
для энергоблоков тепловых электростанций, газотурбинных установок (в том числе в составе парогазовых установок), паротурбинных установок тепловых электростанций с поперечными связями и трансформаторов - время включения генератора (трансформатора) в электрическую сеть;
для паровых котлов тепловых электростанций с поперечными связями - время подключения котла к станционному трубопроводу острого пара;
для энергоблоков тепловых электростанций с двухкорпусными котлами (дубль-блоков) - время включения генератора в электрическую сеть с одним из корпусов котла. При этом растопка и включение второго корпуса котла должны производиться в соответствии с графиком набора нагрузки энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта.
107. Оборудование объекта электроэнергетики, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов.
108. Испытания под нагрузкой должны проводиться при номинальных параметрах пара и при сжигании основного вида топлива, 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 режиму работы электрической сети и оборудование не может быть проверено в режиме номинальной нагрузки, допускается в программе испытаний устанавливать другие нагрузки и параметры. Режимы приемо-сдаточных испытаний при этом должны устанавливаться субъектом электроэнергетики и согласовываться с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и отражаться в акте приемки.
109. Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты требуют в соответствии с ПТЭ и инструкцией по эксплуатации оборудования 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 в соответствии с ПТЭ и инструкцией по эксплуатации оборудования не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемо-сдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Обнаруженные дефекты должны устраняться исполнителем ремонта в сроки, согласованные с субъектом электроэнергетики, но не позднее срока окончания подконтрольной эксплуатации.
Если приемо-сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытаний постановки под нагрузку. При этом приемо-сдаточные испытания оборудования проводятся в течение 48 часов с момента последней постановки оборудования под нагрузку.
110. Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного останова, то комиссии по приемке следует принять решение о приемке из ремонта энергоустановки.
111. Если после завершения ремонта по условиям работы объекта электроэнергетики установка не вводится под нагрузку и переводится в резерв или в вынужденный простой, то приемка из ремонта должна осуществляться по итогам технического контроля, испытаний и опробований, проведенных в процессе ремонта. Временем окончания ремонта установки считается время постановки в резерв или время вывода в вынужденный простой.
На основании результатов контроля и представленных документов субъект электроэнергетики должен оформить акты приемки оборудования и установок из ремонта, установить предварительные оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ.
При этом субъект электроэнергетики при вводе установки в эксплуатацию по окончании ее нахождения в резерве должен обеспечить проведение приемо-сдаточных испытаний при пуске и под нагрузкой, а также проведение подконтрольной эксплуатации. После завершения подконтрольной эксплуатации должны устанавливаться окончательные оценки качества ремонта.
112. Приемка из ремонта составных частей основного оборудования и оборудования установки, входящего в установку, должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 26 к настоящим Правилам.
Акт приемки из ремонта оборудования должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Акт приемки из ремонта оборудования должен составляться на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, группы отдельных видов оборудования, входящих в установку, или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одной ремонтной организацией, ее подразделением или подразделением электростанции.
К акту приемки из ремонта оборудования, входящего в установку, должны прилагаться протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно субъектом электроэнергетики и организацией - 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 предписаний органов государственного надзора, циркуляров, а также информационных сообщений организаций-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;
перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонений.
Сведения, перечисленные в абзаце 4 настоящего пункта настоящих Правил, должны указываться в ведомости дополнительных работ по ремонту, протоколе исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту, акте готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки), акте дефектации оборудования, акте о выявленных дефектах оборудования, акте об использовании для ремонта материалов - заменителей, ведомости выполненных работ по ремонту, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях NN 19 - 25 к настоящим Правилам, а также в других документах по согласованному решению субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.
Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается организации - исполнителю ремонта по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акт приемки оборудования установки. На основании этих оценок организации - исполнителю ремонта устанавливается итоговая оценка качества за весь выполненный ей объем работ по установке и приводится в том же акте.
113. Приемка из ремонта установки должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 27 к настоящим Правилам.
114. Акт приемки из ремонта установки и входящего в нее оборудования должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики в течение 5 дней после окончания приемо-сдаточных испытаний.
115. После окончания приемо-сдаточных испытаний начинается подконтрольная эксплуатация отремонтированного оборудования, которая завершается через 30 календарных дней с момента включения оборудования под нагрузку.
116. В период подконтрольной эксплуатации должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем.
Наладочные работы должны производиться по отдельным программам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики и согласованным до начала ремонта с организациями, участвующими в их проведении.
117. В период подконтрольной эксплуатации для выполнения контроля технического состояния отремонтированных ответственных составных частей и узлов оборудования, проведения регулировки и наладки, в том числе вибрационной, допускается останов установки.
Фактически выполненные работы и продолжительность останова установки отражаются в акте приемки из ремонта оборудования установки.
Продолжительность подконтрольной эксплуатации увеличивается на величину простоя оборудования по вышеуказанной причине или по другим причинам, если величина простоя оборудования превышает 5 суток.
118. По результатам подконтрольной эксплуатации должны оформляться ведомости параметров технического состояния установок и оборудования, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 10 - 18 к настоящим Правилам.
119. При приемке оборудования из ремонта комиссия по приемке должна провести оценку:
качества отремонтированного оборудования;
качества выполненных ремонтных работ;
соответствия требованиям правил пожарной безопасности.
120. Оценка качества отремонтированного оборудования должна устанавливаться на основании результатов испытаний на соответствие требованиям ремонтной документации.
Состав ремонтной документации, содержащей требования к отремонтированному оборудованию для каждого конкретного типа (вида) оборудования электростанции, должен определяться в соответствии с пунктом 19 настоящих Правил.
121. При приемке комиссией оборудования из ремонта качеству отремонтированного оборудования должна быть установлена одна из следующих оценок:
соответствует требованиям ремонтной документации;
соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением;
не соответствует требованиям ремонтной документации.
122. Оценка "соответствует требованиям ремонтной документации" должна устанавливаться при одновременном выполнении следующих требований:
устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей оборудования;
выполнены требования ПТЭ и требования ремонтной документации, определяющие качество оборудования;
приемо-сдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа оборудования на разных режимах соответствуют требованиям ПТЭ и инструкций по эксплуатации;
значения параметров технического состояния находятся на уровне нормативных.
123. Оценка "соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением" должна устанавливаться при невыполнении хотя бы одного из требований, указанных в пункте 122 настоящих Правил, но при этом дальнейшая эксплуатация оборудования в соответствии с требованиями ПТЭ возможна.
124. Оборудование, отремонтированное с оценкой "соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением", допускается в эксплуатацию со сроком дальнейшего использования, определяемым комиссией по приемке, при этом субъект электроэнергетики должен разработать план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установить сроки его выполнения.
125. Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварии или работа оборудования на каких-либо режимах характеризуется отклонением от допустимых параметров и дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкций по эксплуатации невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов составляет 5 и более суток, оборудование выводится в ремонт, при этом качеству отремонтированного оборудования должна устанавливаться оценка "не соответствует требованиям ремонтной документации". После проведения ремонта для устранения дефектов должна производиться повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливаться новая оценка качества отремонтированного оборудования.
126. Оценка качества должна устанавливаться по каждому виду отремонтированного оборудования, включенного в акты приемки из ремонта в соответствии с пунктами 112, 113 настоящих Правил.
127. Оценка качества отремонтированной установки должна устанавливаться по оценке качества основного оборудования с учетом оценок качества, установленных по вспомогательному оборудованию, которое может ограничить мощность, экономичность и надежность установки в целом в процессе последующей эксплуатации.
128. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна устанавливаться организации - исполнителю ремонта на основании выполнения требований, предусмотренных пунктом 130 настоящих Правил.
129. Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично;
хорошо;
удовлетворительно;
неудовлетворительно.
Оценка "отлично" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в пункте 130 настоящих Правил.
Оценка "хорошо" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 130 настоящих Правил, и выполнении более половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 130 настоящих Правил.
Оценка "удовлетворительно" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 130 настоящих Правил, и выполнении менее половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 130 настоящих Правил.
Оценка "неудовлетворительно" должна устанавливаться при невыполнении одного или более требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 130 настоящих Правил, вне зависимости от выполнения требований, указанных в абзацах шестого по одиннадцатый пункта 130 настоящих Правил.
130. Требования к оценке качества выполненных ремонтных работ:
выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;
отсутствие увеличения сроков продолжительности ремонта, вызванного выполнением ремонтных работ организацией - исполнителем ремонта;
отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования "соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением" и "не соответствует требованиям ремонтной документации", связанных с выполнением ремонтных работ организацией - исполнителем ремонта;
отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной эксплуатации из-за организации - исполнителя ремонта за исключением необходимости остановов, предусмотренных в пункте 117 настоящих Правил;
наличие комплекта ремонтной документации;
применение технологической оснастки, приспособлений и инструментов, 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 комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту;
отсутствие нарушений правил охраны труда, норм и требований пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.
131. Оценка качества отремонтированного оборудования и оценка качества выполненных ремонтных работ должны устанавливаться:
предварительно - по окончании приемо-сдаточных испытаний;
окончательно - по результатам подконтрольной эксплуатации, но не позднее трех дней после ее окончания.
132. В случае необходимости, определяемой субъектом электроэнергетики по результатам подконтрольной эксплуатации, изменения предварительной оценки качества, соответствующая информация доводится в течение трех рабочих дней с даты окончания подконтрольной эксплуатации до организации - исполнителя ремонта с обязательным указанием причин изменения оценки качества и приглашением представителей указанных организаций - исполнителей ремонта для принятия согласованного решения.
133. Пожарная безопасность характеризуется выполнением требований нормативных правовых актов и правил в области обеспечения пожарной безопасности, а также других нормативных и технических документов, в которых установлены нормы и требования пожарной безопасности.
134. Соблюдение норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования должно определяться одной из следующих оценок:
"соответствует требованиям правил пожарной безопасности";
"не соответствует требованиям правил пожарной безопасности".
135. Оценка "соответствует требованиям правил пожарной безопасности" должна устанавливаться при соблюдении норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования и процессов выполнения организацией - исполнителем ремонта ремонтных, сварочных и огнеопасных работ.
136. Оценка "не соответствует требованиям правил пожарной безопасности" должна устанавливаться в случае невыполнения любого мероприятия по устранению нарушений норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и отремонтированного оборудования.
При получении оценки "не соответствует требованиям правил пожарной безопасности" отремонтированное оборудование не может быть допущено к эксплуатации.
137. Организация - исполнитель ремонта к моменту окончания подконтрольной эксплуатации следует представить субъекту электроэнергетики документы на отремонтированное им оборудование, перечень которых должен быть приведен в акте приемки из ремонта оборудования.
По окончании подконтрольной эксплуатации оборудования субъект электроэнергетики в 10-дневный срок должен оформить документацию по произведенному ремонту.
138. Для применения вида организации ремонта по техническому состоянию основного оборудования энергоблоков и энергоустановок тепловых электростанций субъект электроэнергетики должен обеспечить выполнение требований пунктов 11, 13, 14, 15 настоящих Правил.
Рекомендуемый образец решения о применении вида организации ремонта по техническому состоянию приведен в приложении N 28 к настоящим Правилам.
139. Для организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного и общестанционного оборудования тепловых электростанций, субъект электроэнергетики должен обеспечить выполнение требований пунктов 12, 13, 14, 15 настоящих Правил.
140. При организации ремонта по техническому состоянию субъекту электроэнергетики необходимо обеспечить:
диагностирование технического состояния оборудования с применением методов и технических средств, позволяющих получить достоверные результаты для контроля и прогнозирования технического состояния и принятия решения о необходимости ремонта оборудования;
соблюдение периодичности и объема контроля технического состояния оборудования.
141. Планирование ремонта оборудования при выборе вида ремонта по техническому состоянию должно включать в себя разработку:
перспективных планов контроля технического состояния и ремонта основного оборудования;
годовых и месячных графиков контроля технического состояния и ремонта основного оборудования;
годовых и месячных планов контроля технического состояния и ремонта вспомогательного оборудования;
годовых и месячных планов контроля технического состояния и ремонта общестанционного оборудования.
142. Субъекты электроэнергетики в перспективном плане контроля технического состояния и ремонта основного оборудования планируют по годам планируемого периода:
сроки и продолжительность остановов энергоблоков и установок для выполнения контроля технического состояния основного и вспомогательного оборудования;
ориентировочную продолжительность и объемы ремонта по техническому состоянию, согласованные с планируемыми сроками выполнения контроля технического состояния и учитывающие требования пункта 5 настоящих Правил.
143. В перспективном плане контроля технического состояния и ремонта основного оборудования, разрабатываемом субъектом электроэнергетики на 5 лет, должны содержаться следующие сведения:
вид ремонта или контроля;
продолжительность ремонта или контроля;
дата завершения предыдущего капитального ремонта или контроля;
наработка: с начала эксплуатации; от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами или контролем.
Рекомендуемый образец перспективного плана контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций приведен в приложении N 4 к настоящим Правилам.
144. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта основного оборудования ежегодно дорабатывается со смещением периода планирования на один год с корректировкой по результатам контроля технического состояния.
145. Годовой график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования должен разрабатываться на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом контроля технического состояния и ремонта с учетом результатов контроля технического состояния основного оборудования. При этом в годовой график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования могут быть внесены изменения относительно перспективного плана.
Субъекты электроэнергетики в годовом графике контроля технического состояния и ремонта основного оборудования должны устанавливать:
сроки и продолжительность остановов энергоблоков и установок для выполнения контроля технического состояния основного оборудования на первое полугодие годового плана с целью определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план следующего года;
сроки и объемы ремонта по техническому состоянию, определяемые по результатам контроля технического состояния основного оборудования энергоблоков и энергоустановок.
Годовой график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций должен содержать следующие сведения:
вид ремонта или контроля;
планируемая дата начала и окончания проведения ремонта или контроля;
дата завершения предыдущего ремонта или контроля;
наработка: от последнего капитального ремонта; нормативная между ремонтами или контролем.
Рекомендуемый образец годового графика контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций приведен в приложении N 6 к настоящим Правилам.
146. Субъекты электроэнергетики в годовых планах контроля технического состояния и ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования должны устанавливать:
сроки и продолжительность остановов вспомогательного и общестанционного оборудования для выполнения контроля технического состояния на первое полугодие годового плана с целью определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план следующего года;
сроки и объемы ремонта по техническому состоянию, определяемые по результатам контроля технического состояния вспомогательного и общестанционного оборудования.
147. Подготовка к ремонту по техническому состоянию основного оборудования должна производиться в соответствии с пунктами 75 - 85 настоящих Правил.
148. Вывод в ремонт и производство ремонта по техническому состоянию основного оборудования должны производиться в соответствии с пунктами 86 - 94 настоящих Правил.
149. Приемка из ремонта и оценка качества ремонта по техническому состоянию основного оборудования должны производиться в соответствии с пунктами 95 - 137 настоящих Правил.
150. Техническое обслуживание зданий и сооружений тепловых электростанций должно предусматривать выполнение следующего комплекса мероприятий по надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений и их инженерных систем, своевременному устранению отдельных дефектов:
контроль соблюдения требований ПТЭ, направленных на сохранение несущей способности и эксплуатационных свойств строительных конструкций;
технические осмотры и обследования производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам;
наблюдение за осадками зданий и сооружений;
контроль соблюдения режима эксплуатации, предусмотренного проектной документацией (вибрационные нагрузки, вентиляции, температурно-влажностный режим), контроль предотвращения перегрузок элементов кровли и перекрытий;
наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;
наблюдение за режимом подземных вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов технологическими водами из водонесущих коммуникаций промышленной площадки объекта электроэнергетики;
поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных вод;
очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;
контроль состояния антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;
выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;
выполнение мероприятий по подготовке к эксплуатации в весенне-летний пожароопасный период, в отопительный сезон, период половодья и паводка.
151. Техническое обслуживание зданий и сооружений тепловых электростанций должно осуществляться субъектами электроэнергетики в соответствии с ПТЭ и ЛНА субъектов электроэнергетики.
152. Субъект электроэнергетики должен устанавливать:
состав работ по техническому обслуживанию и периодичность их выполнения по каждому зданию и сооружению тепловых электростанций на основании ремонтной документации. Перечень работ по техническому обслуживанию зданий и сооружений приведен в приложении N 29 к настоящим Правилам;
перечень ответственных работников за техническое обслуживание каждого здания и сооружения;
порядок контроля со стороны ответственных работников за устранением дефектов на закрепленных за ними зданиях и сооружениях.
153. В целях проведения технического обслуживания, а также ведения соответствующей технической документации субъектом электроэнергетики назначаются ответственные работники за безопасную эксплуатацию и надзор за зданиями и сооружениями тепловых электростанций.
154. Для обеспечения контроля за ходом выполнения работ по техническому обслуживанию субъектом электроэнергетики организуется их учет, форму которого должен установить технический руководитель субъекта электроэнергетики. Субъект электроэнергетики вносит в техническую документацию по техническому обслуживанию сведения, отражающие техническое состояние зданий и сооружений на данный момент времени и нарушения, допущенные в процессе их эксплуатации, отмечают все мероприятия по техническому обслуживанию, в том числе проводимые по устранению выявленных нарушений, указывают намеченные и фактические сроки реализации мероприятий и ответственных за их выполнение работников.
155. Проведение технического обслуживания зданий и сооружений тепловых электростанций, а также ведение технической документации контролируются работниками, ответственными за эксплуатацию и надзор за зданиями и сооружениями, определяемыми субъектом электроэнергетики.
156. Система ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций представляет собой совокупность организационных и технических мероприятий по восстановлению технического состояния зданий и сооружений, их конструктивных элементов и инженерного оборудования в сроки, установленные ремонтной документацией, с целью обеспечения их исправного состояния, надежной эксплуатации, предупреждения преждевременного износа.
157. Ремонт зданий и сооружений тепловых электростанций по видам ремонта подразделяется на текущий и капитальный.
Текущий ремонт зданий и сооружений включает выполнение работ по систематическому и своевременному предохранению и защите конструкций здания и сооружения и инженерного оборудования от преждевременного износа, возникающих на отдельных участках, путем устранения незначительных дефектов, повреждений и неисправностей.
Капитальный ремонт зданий и сооружений включает выполнение работ по замене и (или) восстановлению строительных конструкций объектов капитального строительства или элементов таких конструкций, за исключением несущих строительных конструкций, замену и (или) восстановление систем инженерно-технического обеспечения и сетей инженерно-технического обеспечения объектов капитального строительства или их элементов, а также замену отдельных элементов несущих строительных конструкций на аналогичные или иные конструкции, улучшающие характеристики таких конструкций, элементы и (или) восстановление указанных элементов.
158. Капитальный ремонт зданий, строений и сооружений тепловых электростанций должен производиться в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 1, ст. 16; 2017, N 31, ст. 4829) (далее - Градостроительный кодекс Российской Федерации), а также требованиями Федерального закона от 30.12.2009 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 1, ст. 5; 2013, N 27, ст. 3477).
Капитальный ремонт зданий и сооружений, которые идентифицированы в составе опасных производственных объектов, должен производиться с учетом требований Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2017, N 11, ст. 1540).
159. Планирование ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должно включать в себя разработку:
перспективных планов ремонта зданий и сооружений объектов электроэнергетики;
годовых графиков ремонта зданий и сооружений объектов электроэнергетики.
160. Перспективные планы и годовые графики ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъекты электроэнергетики должны разрабатываться в сроки, аналогичные срокам разработки перспективных планов и годовых графиков ремонта оборудования электростанций, установленных в пунктах 73, 218 настоящих Правил и оборудования ПС и ЛЭП, установленных в пункте 391 настоящих Правил.
161. В случаях если планируемое выполнение ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций приводит к снижению располагаемой мощности электростанции, годовые и месячные графики ремонта согласовывается субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке, установленном Правилами вывода в ремонт.
162. Перспективный план ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должен разрабатываться на 5 лет в порядке, устанавливаемом субъектом электроэнергетики. На основании перспективного плана ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъекты электроэнергетики организуют разработку проектной документации, а также планирование трудовых, материальных и финансовых ресурсов.
В перспективном плане ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должны содержаться следующие сведения:
вид ремонта;
год и месяц вывода в ремонт;
продолжительность ремонта;
укрупненный перечень работ;
сроки разработки проектно-сметной документации.
Рекомендуемый образец перспективного плана ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций приведен в приложении N 30 к настоящим Правилам.
163. Годовое планирование ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должно производиться в соответствии с перспективным планом с учетом фактического технического состояния объектов электроэнергетики. При этом в годовой график могут вноситься изменения по отношению к показателям перспективного плана.
164. Годовой график ремонта зданий и сооружений должен устанавливать вид ремонта, календарное время начала ремонта, его продолжительность и планируемый объем работ и содержать следующие сведения:
вид ремонта;
дата начала и окончания ремонта;
продолжительность ремонта;
укрупненный перечень работ.
Рекомендуемый образец годового графика ремонта зданий и сооружений приведен в приложении N 31 к настоящим Правилам.
К годовому графику ремонта должны прилагаться:
ведомости укрупненных объемов ремонтных работ по каждому зданию и сооружению, включенному в план ремонта;
пояснительная записка, в которой должна отражаться обеспеченность планируемых объемов ремонта проектной и технической документацией, МТР.
Объемы ремонта зданий и сооружений в годовом графике следует определять:
по капитальному ремонту зданий и сооружений - на основании проектной документации на ремонт или ведомости объемов работ;
по текущему ремонту - на основании ведомостей объемов работ, составленных по результатам актов осмотров зданий и сооружений, записей технического журнала по эксплуатации зданий и сооружений.
165. При разработке перспективного плана и годового графика ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должны учитываться:
результаты мониторинга и оценки технического состояния производственных зданий и сооружений;
периодичность капитального ремонта производственных зданий и сооружений согласно приложению N 32 к настоящим Правилам;
периодичность капитального ремонта конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергообъектов согласно приложению N 33 к настоящим Правилам;
нормы простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы согласно приложению N 34 к настоящим Правилам;
продолжительность капитального и текущего ремонта дымовых труб, газоходов и градирен согласно приложению N 35 к настоящим Правилам;
необходимость совмещения капитального ремонта газоходов с капитальным ремонтом котла, проверки технического состояния газоходов с текущим и средним ремонтом котла;
перечень работ при типовом капитальном ремонте дымовых труб, газоходов и градирен согласно приложению N 36 к настоящим Правилам.
Субъект электроэнергетики при планировании ремонта производственных зданий и сооружений должен учитывать следующие условия:
проведение ремонта здания или сооружения должно совпадать с ремонтом технологически связанного оборудования;
планирование ремонта в несколько этапов для ремонта зданий и сооружений с большим объемом работ с целью сокращения времени их вывода из работы;
планирование выполнения всех подготовительных работ до вывода здания или сооружения в ремонт.
166. В случаях если годовым графиком ремонта предусматриваются производство в капитальный ремонт объема ремонтных работ, требующего для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта дымовых труб, газоходов и градирен более установленной в приложении N 35 к настоящим Правилам, решение о продолжительности ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
167. В случаях если по результатам технического контроля и комплексных обследований по определению фактического технического состояния производственных зданий или сооружений тепловых электростанций выявлена необходимость проведения капитального ремонта в более ранние сроки, чем сроки, определенные приложениями N 32 и N 33 к настоящим Правилам, решение о включении в годовой график соответствующего ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
168. При выводе дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанного с ограничением мощности тепловой электростанции, должны разрабатываться технические решения по переключению основного оборудования на другие сооружения или по установке на период ремонта временных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограничение мощности.
169. Текущий ремонт зданий и сооружений тепловых электростанций должен производиться круглогодично согласно годовому графику, утверждаемому техническим руководителем субъекта электроэнергетики, на основании результатов контроля их технического состояния.
170. Состав организационно-технических мероприятий и сроки их выполнения должны устанавливаться в годовых планах подготовки к ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций.
171. Субъект электроэнергетики должен разработать годовой план подготовки к ремонтам после утверждения годового графика ремонта зданий и сооружений с утверждением его техническим руководителем субъекта электроэнергетики до конца года, предшествующего планируемому.
172. Подготовка к капитальному ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций может быть начата в году, предшествующему планируемому, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
173. Одновременно с разработкой годового графика ремонта субъект электроэнергетики должен составить ведомости планируемых работ по ремонту конкретных зданий и сооружений тепловых электростанций.
Рекомендуемый образец ведомости планируемых ремонтно-строительных работ по ремонту зданий и сооружений приведен в приложении N 37 к настоящим Правилам.
174. Ведомость планируемых работ по ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций должна формироваться на основе:
требований законодательства Российской Федерации о безопасности зданий и сооружений к выполнению планового ремонта зданий и сооружений;
требований технических регламентов, сводов правил, стандартов, нормативных и руководящих документов, утвержденных ЛНА субъекта электроэнергетики;
акта предремонтного обследования зданий и сооружений, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 38 к настоящим Правилам;
предписаний органов государственного надзора;
данных из технических журналов;
отчетных документов предыдущего ремонта.
175. Уточнение перечня и объема ремонтных работ должно быть завершено до начала ремонта. Произведенные уточнения следует вносить в ведомость планируемых работ по ремонту, которая должна утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
176. С учетом составленных ведомостей объемов работ по ремонту конкретных зданий и сооружений тепловых электростанций субъект электроэнергетики должен обеспечить формирование проектной документации.
177. Проектная документация капитального ремонта должна разрабатываться в соответствии с Положением о составе разделов проектной документации и требованиями к их содержанию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 N 87 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 8, ст. 744; 2017, N 38, ст. 5619).
178. Субъект электроэнергетики должен определять перечень зданий и сооружений, тепловых электростанций для выполнения капитального ремонта, проектная документация которых разрабатывается с проведением экспертизы промышленной безопасности согласно Закону о промышленной безопасности.
179. В целях выполнения ремонта субъект электроэнергетики должен обеспечить подготовку с последующим предоставлением организации - исполнителю ремонта:
проектной документации;
ведомости объема ремонтных работ;
схемы транспортных перемещений внутри производственных зданий и на территории объекта электроэнергетики;
схемы постов энергоносителей;
графика выполнения ремонтных работ;
графика совмещения ремонтных работ и производственных процессов объекта электроэнергетики.
180. За 20 дней до начала ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций:
а) представители субъекта электроэнергетики и организаций - исполнителей ремонта должны провести совместную проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту.
б) каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте, должна:
определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов, систем зданий, сооружений в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
назначить руководителей работ по ремонту отдельных узлов, систем зданий, сооружений в соответствии с перечнем и объемом работ, установленным договором на выполнение ремонтных работ;
назначить работников, ответственных за охрану труда и обеспечение МТР;
проверить квалификацию (удостоверения) всего персонала, привлеченного к выполнению ремонта зданий и сооружений на право выполнения работ.
в) субъект электроэнергетики должен назначить ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем зданий и сооружений, а также назначить работников, ответственных за обеспечение МТР.
181. Общее руководство ремонтом зданий и сооружений тепловых электростанций и координацию действий всех организаций - исполнителей ремонта, принимающих участие в ремонте, должно осуществлять лицо, специально назначенное для этого субъектом электроэнергетики.
В отдельных случаях общий руководитель ремонта может быть назначен от организации - исполнителей ремонта, что должно оформляться совместным приказом субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.
182. Не позднее чем за 10 дней до начала ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций комиссии, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики, следует производить проверку готовности электростанции к капитальному ремонту здания, сооружения с составлением соответствующего акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 39 к настоящим Правилам.
По зданиям и сооружениям, капитальный ремонт которых связан с ограничением мощности электростанции, акт готовности должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики, по другим объектам капитального ремонта - лицом, назначенным субъектом электроэнергетики.
При установлении комиссией неготовности подразделения к ремонту здания или сооружения вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решается субъектом электроэнергетики.
183. До начала ремонтных работ все члены производственных бригад должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.
184. В целях проведения ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъект электроэнергетики должен:
обеспечить готовность зданий и сооружений к ремонту;
обеспечить подготовку разрешений 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 должна устанавливаться на основании проектной документации и ППР;
выдать наряд-допуск на ремонт собственным ремонтно-строительным подразделениям, а привлекаемым подрядным организациям - акт-допуск;
обеспечить допуск ремонтного персонала в зону ремонта;
обеспечить в соответствии с ремонтной документацией временный перенос ЛЭП, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения, пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, 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;
выполнить отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта дымовых труб и градирен;
при ремонтных работах по наружной поверхности дымовых труб, несущих на стволах подвески ЛЭП, осуществить снятие напряжения, если ППР не предусмотрена возможность выполнения работ без снятия напряжения;
выполнить мероприятия по технике безопасности и охране труда в соответствии с ППР;
осуществить в процессе ремонта строительный контроль и контроль соответствия перечня, объема и стоимости выполненных работ проектной документации ППР, соответствия материалов, изделий, конструкций государственным стандартам и техническим условиям без вмешательства в хозяйственную деятельность организации - исполнителя ремонта;
произвести приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями выполненных ремонтных работ с составлением акта освидетельствования конструкции (элемента) здания, сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 40 к настоящим Правилам;
принять после ремонта здания и сооружения.
185. Организация - исполнитель ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должна:
выполнить работы по ремонту зданий и сооружений в соответствии с утвержденной проектной документацией, ППР (разрешается применение типовых ППР, типовых технологических карт с привязкой к месту выполнения работ);
обеспечить с начала производства работ оформление наряд-допуска, выдачу заданий производителям работ и бригадирам, контроль выполнения производителями ремонта требований проекта ремонта, ППР, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности, правил по охране труда, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, строительный контроль за качеством применяемых материалов и выполняемых работ;
обеспечить сдачу по акту скрываемых последующими работами или конструкциями выполненных ремонтных работ, известить субъект электроэнергетики о готовности сетей к присоединению, сдаче отремонтированных объектов электроэнергетики.
186. В процессе ремонта субъект электроэнергетики или организация - исполнитель работ должны не допускать отклонения от проектной документации, а также обеспечить контроль качества строительных и монтажных работ.
187. Приемка выполненных работ по текущему ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций должна осуществляться персоналом субъекта электроэнергетики с участием представителей организации - исполнителя ремонта.
188. Приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта должна осуществляться комиссией по приемке, назначаемой субъектом электроэнергетики, при участии ответственных представителей организации - исполнителя ремонта.
189. Комиссия по приемке должна производить контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного здания или сооружения тепловых электростанций и качество выполненных ремонтных работ.
При приемке зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта комиссии по приемке должна быть представлена проектная документация, исполнительные чертежи, ведомость дефектов и объемов работ, журналы производства работ, акты скрытых работ, акты выполненных работ.
При сдаче зданий и сооружений тепловых электростанций из текущего ремонта должна быть представлена документация в соответствии с приложениями N 37, N 38, N 41 к настоящим Правилам.
190. Результаты приемки из ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций должны оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 41 к настоящим Правилам.
191. Приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта разрешается только после выполнения всех работ, предусмотренных проектом или сметами на ремонт зданий и сооружений в целом или его очередей.
192. Запрещается приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта с дефектами и невыполненными проектными решениями.
193. Оценка качества ремонтных работ должна производиться субъектом электроэнергетики в процессе производства ремонтных работ и при приемке здания или сооружения из ремонта в порядке, аналогичном оценке качества строительных работ.
194. При оценке качества выполнения ремонтных работ зданий и сооружений тепловых электростанций следует руководствоваться утвержденной проектной документацией и строительными нормами и правилами по соответствующим видам работ.
195. Техническая документация по выполненным работам и акты приемки отремонтированных зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта должны храниться у субъекта электроэнергетики.
196. Сведения о выполненном капитальном ремонте должны быть занесены в паспорт производственного здания или сооружения.
Сведения о текущем ремонте должны быть занесены в технический журнал эксплуатации зданий, сооружений, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 42 к настоящим Правилам.
IV. Требования к организации планирования,
подготовки, производства технического обслуживания, ремонта
и приемки из ремонта оборудования, зданий
и сооружений гидроэлектростанций
197. Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования гидроэлектростанций (далее - ГЭС), включающего гидроагрегаты и вспомогательное оборудование, должно предусматривать выполнение комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в эксплуатационной и ремонтной документации.
Работы и операции по техническому обслуживанию должны проводиться на действующем или находящемся в резерве оборудовании.
Техническое обслуживание электротехнического оборудования ГЭС должно выполняться в соответствии с требованиями главы VI настоящих Правил.
198. В состав работ по техническому обслуживанию гидроагрегатов включаются следующие мероприятия:
обход по графику и технический осмотр работающего оборудования для контроля его технического состояния и выявления дефектов;
контроль технического состояния оборудования с применением стационарных и переносных средств контроля или диагностирования, включая контроль температурного режима, вибрации, герметичности, а также визуальный и измерительный контроль оборудования;
протирка смотровых стекол, чистку масляных, воздушных и водяных фильтров и отстойников;
осмотр и проверка подшипников, механизмов управления, приводов запорной и регулирующей арматуры, подтяжку сальников;
очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала;
контроль исправности измерительных систем и СИ, включая их калибровку;
наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения технологических трубопроводов;
проверка (испытания) на исправность (работоспособность) оборудования, выполняемая с выводом оборудования из работы или на работающем оборудовании;
устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля технического состояния, проверка (испытания) на исправность (работоспособность);
осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или на консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния;
обдувка поверхностей, устранение следов пыли, протечек воды, масла;
обновление диспетчерских наименований, технологических надписей;
осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.
199. На каждой ГЭС должны:
устанавливаться состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида оборудования и технологических систем в соответствии с документацией по организации их эксплуатации и технического обслуживания с учетом требований организации - изготовителя оборудования;
назначаться ответственные лица за организацию и выполнение технического обслуживания из персонала ГЭС;
вестись журналы технического обслуживания (на материальном носителе или в электронной форме) по видам оборудования, в которые следует вносить сведения о выполненных работах, сроках их выполнения и исполнителях.
200. Перечень работ по техническому обслуживанию оборудования гидроагрегатов, технических систем и вспомогательного оборудования приведен в приложении N 43 к настоящим Правилам.
201. Если на объекте электроэнергетики ЛНА не установлен вид организации ремонта по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.
202. Планово-предупредительный ремонт должен предусматривать вывод в ремонт оборудования в соответствии с требованиями настоящих Правил и ремонтной документацией.
203. Планово-предупредительный ремонт оборудования ГЭС в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на следующие виды: капитальный и текущий.
204. Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования.
На ГЭС должен быть определен перечень вспомогательного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого должен производиться:
а) в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования;
б) в процессе эксплуатации основного оборудования;
в) при нахождении в резерве основного оборудования.
При выполнении ремонтных работ вспомогательного оборудования в случаях, указанных в подпунктах "б", "в" настоящего пункта настоящих Правил, должны обеспечиваться условия выполнений диспетчерских графиков электрической нагрузки и аварийной готовности к включению соответственно.
205. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта должны устанавливаться субъектом электроэнергетики в соответствии с требованиями настоящих Правил.
206. Сроки проведения планового ремонта должны совмещаться со сроками проведения работ по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации оборудования ГЭС.
207. Перечень и объем работ капитального и текущего ремонта гидроагрегатов, а также перечень и объем капитального и текущего ремонта вспомогательного оборудования ГЭС должны разрабатываться и утверждаться субъектом электроэнергетики самостоятельно.
208. Вне зависимости от применяемого вида организации ремонта субъекты электроэнергетики планируют ремонты гидроагрегатов и вспомогательного оборудования ГЭС с учетом необходимости выполнения следующих критериев:
обеспечение возможного сокращения суммарного годового ремонтного периода;
обеспечение планирования ремонта в части объемов ремонтного снижения мощности, состава и параметров оборудования с учетом особенностей различных погодных периодов года и периода паводка;
обеспечение возможного сокращения суммарного годового ремонтного снижения мощности, обусловленного ремонтом вспомогательного оборудования и сооружений, в том числе минимизации времени нахождения оборудования в вынужденном простое, путем совмещения проведения указанного ремонта по времени с ремонтом гидроагрегатов;
209. Планирование ремонта оборудования при выборе планово-предупредительного вида организации ремонта должно включать в себя разработку:
перспективных планов ремонта гидроагрегатов;
годовых и месячных графиков ремонта гидроагрегатов;
годовых и месячных планов ремонта вспомогательного оборудования.
210. Перспективный план ремонта гидроагрегатов должен разрабатываться на 5 лет, утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики и содержать следующие сведения:
год и месяц вывода в ремонт;
вид ремонта;
продолжительность ремонта;
перечень сверхтиповых работ;
дата завершения предыдущего капитального ремонта;
наработка: с начала эксплуатации; от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами.
Рекомендуемый образец перспективного плана ремонта гидроагрегатов приведен в приложении N 44 к настоящим Правилам.
Перспективный план ремонта гидроагрегатов должен формироваться на основе:
прогнозируемой средней наработки в часах по каждому году перспективного плана;
нормативного межремонтного ресурса между капитальным ремонтом для конкретных типов гидроагрегата, указанного в нормах периодичности и продолжительности планового ремонта гидроагрегатов согласно приложению N 46 к настоящим Правилам;
календарной продолжительности ремонтного цикла гидроагрегата, соответствующей интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода в последующий капитальный ремонт.
211. Прогнозируемая средняя наработка гидроагрегата по каждому году перспективного плана должна определяться на основе планируемых субъектом электроэнергетики на период 5 лет величин выработки электрической энергии.
В случае отсутствия величин планируемой выработки энергии на момент формирования перспективного плана ремонта гидроагрегата величину прогнозируемой средней наработки следует принимать равной средней наработке гидроагрегата за один полный календарный год в период 5 лет, предшествующий моменту формирования перспективного плана.
212. Календарная продолжительность ремонтного цикла должна определяться нормативным межремонтным ресурсом между капитальными ремонтами и наработкой гидроагрегата в каждом году ремонтного цикла.
При определении календарной продолжительности ремонтного цикла должны учитываться следующие условия:
а) капитальный ремонт гидроагрегата следует производить в сроки, соответствующие срокам исчерпания нормативного межремонтного ресурса;
б) при наличии условий, установленных ЛНА субъекта электроэнергетики, допускается увеличение ресурса сверх нормативного на величину не более половины средней годовой наработки гидроагрегата;
в) в случаях если при среднегодовых наработках гидроагрегата менее 4600 часов рассчитанная календарная продолжительность ремонтного цикла превышает 7 лет, субъект электроэнергетики по истечении 8 лет с даты окончания последнего капитального ремонта должен принять документально оформленное и согласованное с экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации, одно из следующих решений:
о дальнейшей эксплуатации и сохранении принятой структуры и продолжительности ремонтного цикла;
о дальнейшей эксплуатации и изменении ранее принятой структуры и продолжительности ремонтного цикла;
о прекращении дальнейшей эксплуатации и проведении капитального ремонта.
213. Перспективный план ремонта ежегодно должен перерабатываться с увеличением периода планирования на один год и корректировкой с уточнением ранее утвержденных показателей плана, в том числе должно производиться уточнение календарной продолжительности ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы оборудования за истекший год планируемого периода и результатов контроля технического состояния оборудования.
214. Годовой график ремонта гидроагрегатов должен разрабатываться на ближайший планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом с учетом:
фактического технического состояния;
результатов выполнения программы технического перевооружения и реконструкции;
фактической наработки от последнего капитального ремонта.
Годовой график ремонта гидроагрегатов должен разрабатываться субъектами электроэнергетики и должен содержать следующие сведения:
вид ремонта;
дата начала и окончания ремонта;
продолжительность ремонта;
перечень сверхтиповых работ;
дата завершения предыдущего капитального ремонта;
наработка от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами.
Рекомендуемый образец годового графика ремонта гидроагрегатов приведен в приложении N 47 к настоящим Правилам.
В годовом графике ремонта гидроагрегатов должны указываться основные объемы и перечень сверхтиповых работ, а в случае совмещения работ по ремонту и техническому перевооружению должны указываться также основные объемы работ по техническому перевооружению.
215. В случаях если годовым графиком ремонта гидроагрегатов предусматривается выполнение в плановый ремонт (капитальный или текущий) сверхтиповых объемов ремонтных работ, требующих увеличения продолжительности ремонта свыше нормативной, решение о продолжительности ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
В случаях если по результатам испытаний, технического диагностирования, контроля и других проведенных исследований по определению фактического технического состояния гидроагрегата выявлена необходимость проведения капитального ремонта гидроагрегата с межремонтным ресурсом меньше нормативного межремонтного ресурса, решение о включении в годовой график следующего года этого ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При этом исчисление нормативного межремонтного ресурса начинается с момента окончания капитального ремонта.
216. При разработке годовых графиков ремонта гидроагрегатов следует учитывать следующие особенности:
первый капитальный ремонт гидроагрегатов после монтажа должен планироваться в сроки согласно требованиям организаций - изготовителей оборудования, при этом сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от фактического технического состояния оборудования, контролируемого в процессе эксплуатации;
второй и последующие капитальные ремонты гидроагрегатов после монтажа должны планироваться на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных в настоящих Правилах, если иное не установлено требованиями организаций - изготовителей оборудования;
периодичность капитального ремонта гидроагрегатов, эксплуатируемых на непроектных для гидроагрегатов напорах, должна определяться в зависимости от технического состояния оборудования по согласованию с организациями - изготовителями оборудования;
ремонт вспомогательного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности ГЭС, должен планироваться одновременно с ремонтом основного оборудования.
217. Разработка и согласование планов ремонта гидроагрегатов с субъектом оперативно-диспетчерского управления должны производиться в следующем порядке:
перспективный план ремонта с укрупненным объемом работ должен разрабатываться субъектом электроэнергетики и утверждаться им за 10 месяцев до начала планируемого периода (но не позднее 1 марта года, предшествующего планируемому);
предложения по годовым и месячным графикам ремонта гидроагрегатов должны разрабатываться субъектом электроэнергетики и представляются субъекту оперативно-диспетчерского управления в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.
Корректировка годового графика ремонта гидроагрегатов (увеличение (уменьшение) продолжительности ремонта, изменение сроков вывода и окончания ремонта без изменения продолжительности ремонта, исключение ремонта) должна производиться на этапе месячного планирования с предоставлением субъектом электроэнергетики причин изменения сроков ремонта или их невыполнении (исключении из графика) и обосновывающих документов, подтверждающих текущее техническое состояние оборудования (в случае исключения объемов ремонтных работ).
Все изменения по годовым и месячным графикам ремонта гидроагрегатов доводятся до лиц и организаций, привлекаемых к ремонту.
218. Годовые (месячные) планы ремонта вспомогательного оборудования должны разрабатываться с учетом годовых (месячных) графиков ремонта гидроагрегатов и утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
219. Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к ремонту и сроки их выполнения должны устанавливаться в планах подготовки к ремонту гидроагрегатов.
220. Субъекты электроэнергетики должны разработать:
перспективный план подготовки к ремонту гидроагрегатов на период 5 лет, совпадающий с периодом реализации перспективного плана ремонта гидроагрегата. В случаях если структура гидроагрегатов в планируемый период не изменяется или их количество уменьшается в связи с выводом из эксплуатации, а также при организации ремонта по техническому состоянию решение о разработке перспективного плана подготовки к ремонту оборудования ГЭС должно приниматься по усмотрению субъекта электроэнергетики;
годовой план подготовки к ремонту оборудования ГЭС, разрабатываемый в целях реализации годового графика ремонта субъектом электроэнергетики;
план подготовки к ремонту, разрабатываемый после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, но не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта.
Субъект электроэнергетики вправе не разрабатывать отдельный план подготовки к ремонту, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту по ГЭС.
Сформированный план подготовки к ремонту должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Рекомендуемый перечень организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегата, приведен в приложении N 49 к настоящим Правилам. Рекомендуемый образец перспективного (годового) плана подготовки к ремонтам гидроагрегата приведен в приложении N 50 к настоящим Правилам.
221. К моменту завершения разработки годового графика ремонта подготавливаются и уточняются ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 51 к настоящим Правилам.
222. При составлении ведомостей планируемых работ по ремонту гидроагрегата и вспомогательного оборудования должны учитываться:
перечень, объем и периодичность ремонта;
нормы и нормативы на выполнение планового ремонта гидроагрегатов;
требования ремонтной документации;
требования предписаний органов государственного надзора;
данные отчетных документов предыдущего капитального ремонта;
данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показателях надежности аналогичного оборудования;
данные доремонтных испытаний гидроагрегатов;
результаты мониторинга и оценки фактического технического состояния оборудования;
выполнение мероприятий из актов расследования причин аварий, карт отказов в работе.
223. Ведомость планируемых работ по ремонту должна утверждаться не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Изменения в ведомости планируемых работ по ремонту должны вноситься по результатам:
доремонтных испытаний гидроагрегата с оформлением соответствующих ведомостей показателей технического состояния гидротурбины и гидрогенератора, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 52 и N 53 к настоящим Правилам;
дефектации оборудования.
Все изменения объема ремонта, установленные по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, должны оформляться ведомостью дополнительных работ по ремонту гидроагрегата и протоколом исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 54 и N 55 к настоящим Правилам.
Все изменения объема ремонта согласуются с организациями - исполнителями ремонта и утверждены техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
224. Ремонтная документация, предоставляемая субъектом электроэнергетики организации - исполнителю ремонта, должна включать в себя:
конструкторскую и технологическую документацию на сложные специализированные работы, модернизацию оборудования, выполнение которых требует разработки организацией - исполнителем ремонта технологии и специальной оснастки для производства этих работ;
утвержденную ведомость планируемых работ по ремонту, включая объем работ по контролю и обследованию металла, конструкторскую и технологическую документацию на все предусматриваемые при ремонте конструктивные изменения узлов и систем оборудования, не требующие специальной подготовки и оснастки для их выполнения;
проектную документацию, в том числе: план размещения узлов и крупных деталей ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей и документацию, установленную договором на выполнение ремонтных работ между субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта;
документы о ранее выполненных ремонтах оборудования, данные о его техническом состоянии и данные об отказах оборудования в процессе эксплуатации;
данные по результатам доремонтных испытаний оборудования.
225. Не позднее чем за 20 дней до начала ремонта:
субъект электроэнергетики, организации - исполнители ремонта должны провести проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту, результаты которых должны оформляться актами, фиксирующими выполнение этих работ;
каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте, должна:
а) определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
б) назначить руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с перечнем и объемом работ, принятым по договору;
в) назначить лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;
субъект электроэнергетики 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.
226. Общее руководство ремонтом и координацию действий всех организаций - исполнителей ремонта должно осуществлять лицо, назначенное субъектом электроэнергетики (общий руководитель ремонта).
Общий руководитель ремонта может являться работником организации - исполнителя ремонта в случае, если договором о выполнении ремонтных работ предусмотрено его назначение. При этом такое назначение должно оформляться совместным приказом субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.
Организация работ и назначение работников, ответственных за безопасное ведение работ, должна производиться в соответствии с установленным порядком, определяемым правилами охраны труда.
227. Не позднее чем за 10 дней до начала ремонта комиссии, состав которой определяется субъектом электроэнергетики, следует провести проверку готовности ГЭС к капитальному ремонту гидроагрегата с составлением акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 56 к настоящим Правилам.
228. В случае принятия комиссией решения о неготовности ГЭС к ремонту срок начала ремонта, его продолжительность и объем ремонтных работ должны определяться субъектом электроэнергетики в порядке, установленном пунктом 223 настоящих Правил.
229. До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.
230. Временем начала ремонта гидроагрегатов считается время отключения гидрогенератора (трансформатора) от электрической сети.
231. При выводе гидроагрегата в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в разрешении на вывод оборудования в ремонт, выданном на основании заявки субъекта электроэнергетики.
232. Временем начала ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от гидроагрегатов, считается время вывода в ремонт, зафиксированное в журнале оперативного персонала.
233. Вывод в ремонт гидроагрегата должен производиться в соответствии с месячным графиком ремонта с разрешения субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или ГЭС.
Указанная программа должна предусматривать:
проведение на работающем гидроагрегате эксплуатационных испытаний по специальной программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний на ГЭС. Испытания должны проводиться не ранее чем за месяц и не позднее чем за 5 дней до вывода в ремонт. Результаты испытаний заносят в ведомости параметров технического состояния гидроагрегата;
уборку гидроагрегата снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов) от пыли, мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов; уборка должна выполняться не позднее чем за 2 дня до останова.
234. После останова оборудования в ремонт персонал ГЭС должен:
произвести все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ в соответствии с требованиями охраны труда и федеральными нормами и правилами в сфере промышленной безопасности. Отключения должны производиться согласно программе, графику, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При выполнении операций по отключению персонал ГЭС должен обеспечить возможность начала ремонтных работ на узлах и системах гидроагрегата в сроки, предусмотренные графиком выполнения ремонтных работ;
выдать общий наряд-допуск на ремонт оборудования и обеспечить функционирование системы допуска производственного персонала организации - исполнителя ремонта на рабочие места в течение всего срока выполнения ремонтных работ в соответствии с требованиями охраны труда и федеральными нормами и правилами в сфере промышленной безопасности;
установить режим работы подразделений обеспечения, а также грузоподъемных и транспортных средств в соответствии с графиком ремонта.
235. Ответственные лица субъекта электроэнергетики, назначенные в соответствии с пунктом 226 настоящих Правил, должны:
участвовать в проведении входного контроля применяемых при ремонте материалов и запасных частей;
осуществлять организацию контроля персоналом ГЭС за ходом ремонта и проверок качества выполнения ремонтных работ, не вмешиваясь в деятельность организаций - исполнителей ремонта;
участвовать в дефектации оборудования и его основных узлов;
определять по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом должна составляться ведомость дополнительных работ по ремонту гидроагрегата и протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, рекомендуемые образцы которых приведены в приложениях N 54, N 55 к настоящим Правилам соответственно;
оформлять совместно с организациями - исполнителями ремонта акт дефектации оборудования установки, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 57;
принимать решения, связанные с возникшей необходимостью замены некоторых материалов для ремонта, и составить акт об использовании для ремонта гидроагрегатов материалов-заменителей, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 58 к настоящим Правилам;
по завершении ремонта составить ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегатов, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 59 к настоящим Правилам;
принимать предъявляемые к сдаче отремонтированные узлы и отремонтированное оборудование в целом и контролируют его опробование.
Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления комиссии по приемке должно проводиться персоналом ГЭС в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, правилами охраны труда, правилами пожарной безопасности при обязательном участии организации - исполнителя ремонта (в случае ее привлечения).
По результатам опробования (испытаний) оборудования должны составляться отчетные документы, перечень которых должен устанавливаться субъектом электроэнергетики и направляться организации - исполнителю ремонта.
236. Субъект электроэнергетики должен вмешаться в производство работ, выполняемых организацией - исполнителем ремонта, в случае если такая организация:
своими действиями вызвала угрозу нарушения нормальной эксплуатации действующего оборудования, нарушает правила по охране труда, правила технической и пожарной безопасности;
выполняет работы с нарушением согласованного графика выполнения ремонтных (окончание их в срок оказывается под угрозой);
допустила и не устранила дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами, не произвела приемку скрытых работ с участием ответственных представителей субъекта электроэнергетики;
не выполняет требования ремонтной документации.
237. Субъект электроэнергетики при проведении контроля ремонтных работ обязан:
осуществлять входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей;
проводить оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;
обеспечить сдачу по акту скрытых работ в соответствии с ходом исполнения графика выполнения ремонтных работ;
контролировать соответствие отремонтированных составных частей и деталей требованиям ремонтной документации.
238. Субъект электроэнергетики должен передать организации - исполнителю ремонта необходимую для выполнения ремонтных работ технологическую оснастку, специальные грузозахватные приспособления и такелаж, полученные совместно с оборудованием от его изготовителей.
239. Субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями ремонта с учетом объема дополнительных ремонтных работ должны определить возможность и сроки их выполнения, обеспеченность финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами. После этого субъект электроэнергетики должен принять решение о возможности выполнения дополнительных работ в плановый срок или о необходимости оформления документов на продление срока ремонта.
В обосновании продления срока ремонта субъект электроэнергетики должен указать причины отклонения фактического объема ремонтных работ от планового.
240. Документы на продление планового срока ремонта гидроагрегата должны рассматриваться субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.
241. В случаях если выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями работа должен принять технические решения о сроках и порядке устранения дефектов. Сроки выполнения мероприятий по каждому техническому решению не должны превышать 12 месяцев с момента их принятия, кроме случаев требующих получения соответствующего согласования организации - изготовителя оборудования или аккредитованной экспертной организации в порядке, установленном законодательством Российской Федерации об аккредитации.
242. Субъект электроэнергетики должен проводить приемку оборудования из капитального и текущего ремонта.
Порядок и условия приемки гидроагрегатов из типового текущего ремонта и необходимость проведения приемо-сдаточных испытаний должны устанавливаться субъектом электроэнергетики.
При выполнении в процессе текущего ремонта сверхтиповых ремонтных работ приемка из текущего ремонта должна производиться в соответствии с требованиями пунктов 244 - 269 настоящих Правил.
243. Приемку гидроагрегатов из капитального ремонта должна производить комиссия по приемке, возглавляемая техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Состав комиссий по приемке должен определяться субъектом электроэнергетики.
Приемку из ремонта отдельных составных частей гидроагрегата и вспомогательного оборудования должны производить комиссии, возглавляемые руководителями подразделений объекта электроэнергетики, в ведении которых находится ремонтируемое оборудование.
244. Комиссии по приемке должны производить:
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 гидроагрегатов и их оборудования, а также оценку качества выполненных ремонтных работ;
оценку соответствия требованиям правил пожарной безопасности отремонтированного оборудования;
уточнение технического состояния оборудования по данным эксплуатации в течение подконтрольной эксплуатации, а также по данным приемо-сдаточных испытаний;
окончательную оценку качества отремонтированных энергоустановок и оценку качества выполненных ремонтных работ.
245. Приемка гидроагрегата из ремонта должна производиться по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики и согласованной с организациями - исполнителями ремонта.
Программа приемки должна содержать:
перечень приемо-сдаточных испытаний, сроки и ответственных за их проведение;
разработку программ приемо-сдаточных испытаний гидротурбины, гидрогенератора и вспомогательного оборудования с указанием сроков и лиц, ответственных за выполнение испытаний;
сроки проведения проверки отчетной ремонтной документации и ответственных за ее проведение;
сроки проведения опробования и приемку отдельных видов оборудования, а также ответственных за ее проведение;
особые условия приемки отдельных видов оборудования из ремонта;
иные мероприятия, связанные с проведением приемо-сдаточных испытаний.
246. Организации - исполнителю ремонта необходимо представить комиссии по приемке ремонтную документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:
ведомость выполненных работ по ремонту;
протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;
формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы и иные документы, характеризующие (фиксирующие) техническое состояние составных частей оборудования до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия отремонтированных составных частей требованиям ремонтной документации;
результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;
протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в состав гидроагрегата;
акты приемки скрытых работ;
документы по выполнению ремонта, установленные договором на выполнение ремонта, заключенным между субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта.
Документация предъявляется комиссии по приемке не позднее, чем за два дня до окончания ремонта. Перечень документации, указанный в настоящем пункте Правил, должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
247. После ремонта должны проводиться приемо-сдаточные испытания гидроагрегата и вспомогательного оборудования в целом для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям. Испытания должны проводиться по программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программы испытаний на ГЭС.
248. Приемо-сдаточные испытания гидроагрегата должны проводиться в два этапа:
испытания при пуске;
испытания под нагрузкой.
Сроки проведения приемо-сдаточных испытаний должны обеспечить включение энергоустановки под нагрузку согласно графику выполнения ремонтных работ.
249. Испытания должны проводиться по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики и согласованной с организацией - исполнителем ремонта. В случае если при производстве испытаний возникает необходимость проведения переключений на оборудовании, являющемся объектом диспетчеризации, программа испытаний в части переключений согласуется с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
Программа приемо-сдаточных испытаний должна включать:
на этапе пуска - порядок проведения испытаний оборудования, продолжительность испытаний, ответственных лиц и особые указания (при наличии);
на этапе испытаний под нагрузкой - перечень режимов и контролируемых параметров, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний.
Программа должна соответствовать требованиям ПТЭ и инструкциям по эксплуатации оборудования.
250. По результатам контроля, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа документации комиссия по приемке должна установить возможность пуска гидроагрегата.
251. Пуск и включение в электрическую сеть гидроагрегата после ремонта должны производиться по распоряжению технического руководителя субъекта электроэнергетики и выполняться эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.
Разрешение на пуск должно оформляться в журнале распоряжений, находящемся на рабочем месте начальника смены ГЭС.
252. Перед пуском руководители работ организаций, участвующих в ремонте, при наличие особенностей пуска, не определенных в инструкциях по эксплуатации гидроагрегата и входящего в ее состав оборудования, передают в письменном виде руководителям соответствующих подразделений ГЭС указания, не противоречащие требованиям ПТЭ, содержащие особенности пуска и опробования оборудования при проведении приемо-сдаточных испытаний.
Если в период пуска и опробования не были учтены требования к пуску и опробованию, переданные руководителю эксплуатационного подразделения ГЭС руководителем ремонтных работ, то последний имеет право потребовать изменить режим пуска и опробования или произвести останов гидроагрегата.
253. Гидроагрегаты и вспомогательное оборудование ГЭС, прошедшие капитальный ремонт, подлежат приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов. Для ГЭС, работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой могут быть произведены в течение нескольких суток с суммарной наработкой 24 часа.
Капитальный ремонт оборудования гидроагрегатов считается завершенным при успешном проведении приемо-сдаточных испытаний при этом временем окончания капитального ремонта считается время включения гидрогенератора (трансформатора) в электрическую сеть.
254. Испытания под нагрузкой должны проводиться при номинальных параметрах, 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 ГЭС причинам, а оборудование не может быть проверено в режиме номинальной нагрузки, допускается в программе испытаний устанавливать другие нагрузки и параметры. Режимы приемо-сдаточных испытаний при этом должны устанавливаться субъектом электроэнергетики и согласуются с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и отражаются в акте приемки.
255. Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты требуют в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкцией по эксплуатации оборудования 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 в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкцией по эксплуатации оборудования не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемо-сдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем ГЭС.
При этом обнаруженные дефекты должны устраняться организациями - исполнителями ремонта в сроки, согласованные с субъектом электроэнергетики, но не позднее срока окончания подконтрольной эксплуатации.
Если приемо-сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытаний постановки под нагрузку.
При этом приемо-сдаточные испытания оборудования должны проводиться в течение 48 часов с момента последней постановки оборудования под нагрузку.
256. Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного останова, то комиссии по приемке следует принять решение о приемке гидроагрегата из ремонта.
257. Если по завершении ремонта по условиям работы ГЭС отремонтированное оборудование не вводится под нагрузку и переводится в резерв, то это оборудование должно приниматься комиссиями по приемке по итогам технического контроля, испытаний и опробований, проведенных в процессе ремонта. Временем окончания ремонта считается время постановки в резерв или время вывода в вынужденный простой.
На основании результатов контроля и представленных документов комиссии по приемке должны оформить акты приемки из ремонта оборудования, установить предварительные оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ.
При этом субъект электроэнергетики при вводе гидроагрегата в эксплуатацию по окончании ее нахождения в резерве должен обеспечить проведение приемо-сдаточных испытаний при пуске и под нагрузкой, а также проведение подконтрольной эксплуатации. После завершения подконтрольной эксплуатации должны устанавливаться окончательные оценки качества ремонта.
258. Приемка из ремонта составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 60 к настоящим Правилам.
Акты, указанные в настоящем пункте настоящих Правил, утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Акты, указанные в настоящем пункте настоящих Правил, должны составляться на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, группы отдельных видов оборудования или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одной ремонтной организацией, ее подразделением или подразделением ГЭС.
К актам приемки указанного оборудования должны прикладываться следующие документы:
протоколы, акты и карты измерений, формуляры, справки, составленные совместно субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта;
ведомость дополнительных работ по ремонту;
протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата;
акт дефектации оборудования гидроагрегата;
акт об использовании для ремонта гидроагрегата - заменителей;
ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегата;
перечень предписаний органов государственного надзора, циркуляров, а также информационных сообщений организаций-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;
перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонений;
документы, предоставление которых предусмотрено договором на выполнение ремонтных работ между субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта.
Рекомендуемые образцы указанных в настоящем пункте настоящих Правил документов приведены в приложениях N 54, N 55, N 57 - 59 к настоящим Правилам.
259. Приемка из ремонта гидроагрегата должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 61 к настоящим Правилам.
260. Акт приемки из ремонта гидроагрегата и вспомогательного оборудования должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики в течение 5 дней после окончания приемо-сдаточных испытаний.
261. После окончания приемо-сдаточных испытаний начинается подконтрольная эксплуатация отремонтированного оборудования, которая завершается через 30 календарных дней с момента включения оборудования под нагрузку.
262. В период подконтрольной эксплуатации должна быть завершена проверка работы оборудования на всех режимах, испытания и наладка всех систем.
Наладочные работы должны производиться по отдельным программам, согласованным до начала ремонта с организациями, участвующими в их проведении.
263. При необходимости, определяемой технологической документацией, выполнения в период подконтрольной эксплуатации контроля технического состояния отремонтированных ответственных составных частей и узлов оборудования, проведения регулировки и наладки допускается останов гидроагрегата, который не влияет на оценку качества выполненных ремонтных работ.
Фактически выполненные работы и продолжительность останова гидроагрегата отражаются в акте приемки из ремонта.
Продолжительность подконтрольной эксплуатации увеличивается на величину простоя оборудования, если величина простоя оборудования превышает 5 суток.
264. По результатам подконтрольной эксплуатации должны оформляться ведомости параметров технического состояния гидротурбины и гидрогенератора.
Рекомендуемые образцы ведомостей показателей технического состояния приведены в приложениях N 52 и N 53 к настоящим Правилам.
265. При приемке оборудования из ремонта комиссия по приемке должна провести оценку:
качества отремонтированного оборудования;
качества выполненных ремонтных работ;
соответствия требованиям правил пожарной безопасности.
266. Оценка качества отремонтированного оборудования должна проводиться в порядке, установленном пунктами 120 - 127, 131, 132 настоящих Правил.
267. Оценка качества выполненных ремонтных работ в отношении каждого из отремонтированных отдельных составных частей и каждой системы гидроагрегата и вспомогательного оборудования должна проводиться в порядке, установленном пунктами 128 - 132 настоящих Правил.
268. Оценка соответствия требованиям правил пожарной безопасности должна проводиться в порядке, установленном пунктами 133 - 136 настоящих Правил.
269. Организации - исполнителю ремонта к моменту окончания подконтрольной эксплуатации следует представить субъекту электроэнергетики документы на отремонтированное им оборудование, перечень которых должен быть приведен в акте приемки оборудования гидроагрегата из ремонта.
По окончании подконтрольной эксплуатации оборудования субъект электроэнергетики в 10-дневный срок должен оформить отчетную документацию по произведенному ремонту.
270. Для применения вида организации ремонта по техническому состоянию гидроагрегатов субъект электроэнергетики должен обеспечить выполнение требований пунктов 11, 13, 14, 15 настоящих Правил.
Рекомендуемый образец решения о применении вида организации ремонта по техническому состоянию приведен в приложении N 62 к настоящим Правилам.
271. Для организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования ГЭС субъект электроэнергетики должен обеспечить выполнение пунктов 12, 13, 14, 15 настоящих Правил.
272. При организации ремонта по техническому состоянию субъекту электроэнергетики необходимо обеспечить:
диагностирование технического состояния оборудования с применением методов и технических средств, позволяющих получить достоверные результаты для контроля и прогнозирования технического состояния и принятия решения о необходимости ремонта оборудования;
соблюдение периодичности и объема контроля технического состояния оборудования.
273. При планировании ремонта по техническому состоянию оборудования ГЭС должны быть разработаны:
перспективные планы контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов;
годовые и месячные графики контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов;
годовые и месячные планы контроля технического состояния и ремонта вспомогательного оборудования ГЭС.
274. Субъекты электроэнергетики в перспективном плане контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию планируют по годам планируемого периода:
сроки и продолжительность остановов гидроагрегатов и вспомогательного оборудования ГЭС для выполнения контроля его технического состояния;
ориентировочную продолжительность и объемы ремонта по техническому состоянию, согласованные с планируемыми сроками выполнения контроля технического состояния и учитывающие требования пункта 5 настоящих Правил.
275. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов должен разрабатываться субъектом электроэнергетики на 5 лет и содержать следующие сведения:
год, месяц вывода в ремонт или проведение контроля;
вид ремонта или контроля;
продолжительность ремонта или контроля;
дата завершения предыдущего капитального ремонта или контроля;
наработка: с начала эксплуатации; от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами или контролем.
Рекомендуемый образец перспективного плана контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов приведен в приложении N 45 к настоящим Правилам.
276. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию ежегодно дорабатывается со смещением периода планирования на один год с корректировкой по результатам контроля технического состояния.
277. Годовой график контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию гидроагрегатов должен разрабатываться на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию. При этом в годовой график контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию гидроагрегатов могут быть внесены обоснованные изменения относительно перспективного плана с учетом результатов контроля технического состояния оборудования.
Субъекты электроэнергетики в годовом графике контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов по техническому состоянию должны устанавливать:
сроки и продолжительность остановов гидроагрегатов для выполнения контроля технического состояния на первое полугодие годового графика с целью определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой график ремонта следующего года;
сроки и объемы ремонта по техническому состоянию, которые определены по результатам контроля технического состояния гидроагрегатов.
Годовой график контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов должен разрабатываться субъектом электроэнергетики и содержать следующие сведения:
вид ремонта или контроля;
дата начала и окончания ремонта или контроля;
дата завершения предыдущего ремонта или контроля;
наработка от последнего капитального ремонта; нормативная между капитальными ремонтами или контролем.
Рекомендуемый образец годового графика контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов приведен в приложении N 48 к настоящим Правилам.
278. Годовой план ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования ГЭС должен разрабатываться на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов. Субъекты электроэнергетики в годовом плане контроля технического состояния и ремонта вспомогательного оборудования по техническому состоянию должны устанавливать:
сроки и продолжительность остановов вспомогательного оборудования для выполнения контроля технического состояния на первое полугодие годового плана с целью определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план ремонта вспомогательного оборудования следующего года;
сроки и объемы ремонта вспомогательного оборудования по техническому состоянию, которые определены по результатам контроля технического состояния.
279. Подготовка к ремонту по техническому состоянию должна производиться в соответствии с пунктами 220 - 230 настоящих Правил.
280. Вывод в ремонт и производство ремонта по техническому состоянию должны производиться в соответствии с пунктами 231 - 242 настоящих Правил.
281. Приемка из ремонта и оценка качества должны производиться в соответствии с пунктами 243 - 270 настоящих Правил.
282. Техническое обслуживание гидротехнических сооружений ГЭС должно предусматривать выполнение комплекса мероприятий, направленных на поддержание исправного состояния сооружений и установленного на них механического оборудования, своевременному устранению отдельных дефектов на отдельных участках сооружений (составных частях оборудования), в том числе связанных с:
предохранением от повреждений противофильтрационных и дренажных систем и устройств, ливнеотводной сети;
предохранением поверхностей бетонных и грунтовых сооружений от повреждений, вызванных неблагоприятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и водной среды;
предохранением от повреждений механического оборудования, установленного на гидротехнических сооружениях (затворы, сороудерживающие решетки, грузоподъемное оборудование), устройств и путей для их перемещения;
обеспечением постоянной рабочей готовности насосов откачки воды из помещений подводной части гидротехнических сооружений;
выполнением мероприятий, по подготовке к эксплуатации в условиях весенне-летнего пожароопасного сезона, отопительного сезона, периодов половодий и паводков.
283. Состав работ и периодичность технического обслуживания гидротехнических сооружений должны определяться ЛНА субъекта электроэнергетики и включать следующие мероприятия:
осмотры, наблюдение за состоянием и проверка отдельных элементов с применением измерительного контроля;
выявление дефектов;
контроль герметичности, ревизия и чистка элементов конструкций и систем;
выполнение ремонтных работ без создания помех в работе электростанции;
ведение технической документации по контролю состояния гидротехнических сооружений.
284. Техническое обслуживание гидротехнических сооружений и установленного на них механического оборудования (затворы, решетки, подъемные механизмы, иное оборудование) должно осуществляться субъектом электроэнергетики в соответствии с ПТЭ и ЛНА субъекта электроэнергетики.
Все вопросы технического обслуживания гидротехнических сооружений и их механического оборудования, включая перечень выполняемых работ, их объем и периодичность (сроки), должны быть отражены в ЛНА субъекта электроэнергетики (местной производственной инструкции).
285. При проведении технического обслуживания гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен:
установить состав работ по техническому обслуживанию и периодичность их выполнения по каждому гидротехническому сооружению и установленному на нем механическому оборудованию на основании эксплуатационной и ремонтной документации;
назначить по каждому гидротехническому сооружению лиц (лицо), ответственных за его сохранность, исправное техническое состояние и безопасную эксплуатацию гидротехнического сооружения, оборудования, помещений и коммуникаций, вводить систему контроля со стороны этих лиц за устранением дефектов на закрепленных за ними гидротехнических сооружениях.
286. Проведение и выполненный объем работ по техническому обслуживанию в сроки, установленные настоящими Правилами, а также ведение соответствующей технической документации постоянно контролируются лицом, уполномоченным субъектом электроэнергетики в качестве ответственного за состояние и безопасную эксплуатацию гидротехнических сооружений.
287. В целях учета работ по техническому обслуживанию гидротехнического сооружения ведется технический журнал по эксплуатации гидротехнического сооружения, в который также следует вносить сведения о техническом состоянии гидротехнических сооружений, нарушениях, допущенных в процессе эксплуатации, мероприятиях по техническому обслуживанию.
Рекомендуемый образец технического журнала по эксплуатации гидротехнического сооружения приведен в приложении N 63 к настоящим Правилам.
288. Соблюдение установленных настоящими Правилами сроков проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию, а также ведение технической документации контролируются работниками, ответственными за эксплуатацию и надзор за гидротехническими сооружениями, назначенными субъектом электроэнергетики.
289. Система ремонта гидротехнических сооружений включает совокупность организационных и технических мероприятий по установлению технического состояния гидротехнических сооружений, проведению планового ремонта их конструктивных элементов и механического оборудования в сроки, установленные ремонтной документацией, с целью поддержания исправности и эксплуатационной надежности, предупреждения их преждевременного износа и обеспечения надежной работы технологического оборудования электростанций при соблюдении требований по охране окружающей среды.
290. Задачей ремонтного обслуживания являются поддержание гидротехнических сооружений в работоспособном состоянии путем проведения плановых и неплановых ремонтных работ. Объем плановых ремонтных работ должен определяться необходимостью постоянного обеспечения безопасности и поддержания исправного и работоспособного состояния сооружений.
291. Ремонты гидротехнических сооружений подразделяются на текущие и капитальные.
Текущий ремонт гидротехнических сооружений направлен на обеспечение нормальной эксплуатации и должен предусматривать выполнение работ по систематическому и своевременному предохранению и защите конструкций гидротехнических сооружений, их механического и инженерного оборудования от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, возникающих на отдельных участках сооружения, для обеспечения работоспособности ремонтируемых участков сооружений и элементов оборудования.
Капитальный ремонт гидротехнических сооружений включает работы по восстановлению (конструктивным изменениям, замене) изношенных конструкций гидротехнических сооружений, их механического и инженерного оборудования (их элементов), повреждения которых снижают надежность и безопасность их эксплуатации или ограничивают их эксплуатационные возможности, за исключением полной смены или замены основных конструкций, срок службы которых в гидротехнических сооружениях является наибольшим, а также замену отдельных элементов строительных конструкций на аналогичные или иные, улучшающие показатели таких конструкций, и (или) восстановление указанных элементов.
292. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен производиться в соответствии с нормами Федерального закона от 21.07.1997 N 117-ФЗ "О безопасности гидротехнических сооружений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3589; 2016, N 27, ст. 4188).
Капитальный ремонт участков, площадок гидротехнических сооружений, которые идентифицированы как опасные производственные объекты, должен производиться в соответствии с законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности.
Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен производиться с учетом градостроительного законодательства Российской Федерации.
293. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений следует проводить в зависимости от их состояния без создания по возможности ограничений в работе электростанции.
294. Выполнению капитального ремонта гидротехнического сооружения предшествует составление проектной документации капитального ремонта, обосновывающей принятое техническое решение, принятый способ организации ремонтных работ, намеченные сроки ремонта, затраты.
К составлению проектной документации капитального ремонта наиболее ответственных элементов гидротехнических сооружений (дренажных и водоупорных элементов; поверхностей, подверженных воздействию высокоскоростных потоков; гасителей энергии потока в нижнем бьефе), а также работ по укреплению их основания и береговых примыканий привлекаются проектные и экспертные организации, аккредитованные в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.
ППР и график капитального ремонта должен утверждать технический руководитель субъекта электроэнергетики.
295. Для проведения капитального ремонта объектов капитального строительства подготовка отдельных разделов проектной документации должна осуществляться на основании задания застройщика или технического заказчика в зависимости от содержания работ, выполняемых при капитальном ремонте объектов капитального строительства.
296. В проектной документации на капитальный ремонт гидротехнических сооружений, связанный с полным или частичным выводом их из эксплуатации или с ограничениями, накладываемыми на водный режим гидроузла, приводится обоснование пропускной способности водопропускных сооружений, допустимой в период ремонта.
297. На гидротехнических сооружениях должны проводиться неплановые ремонтные работы, связанные с необходимостью немедленного устранения нарушений, представляющих опасность для людей и создающих угрозу безопасности для основных гидротехнических сооружений и технологического оборудования, и с ликвидацией последствий таких нарушений.
К таким нарушениям и процессам относятся повреждения и процессы, способные в короткий промежуток времени привести к аварии гидротехнического сооружения, в том числе:
резкое усиление фильтрационных процессов и суффозионных явлений с образованием просадочных зон и оползневых участков в основании сооружений и их береговых примыканиях;
неравномерная осадка гидротехнических сооружений (отдельных участков, блоков) и их оснований, превышающая предельно допустимые значения и создающая угрозу их устойчивости;
закупоривание (заносы, завалы) водопропускных и водосбросных сооружений, снижающее их пропускную способность;
выход из строя затворов или их подъемных механизмов и систем управления водосбросными и водопропускными устройствами;
активизация имеющихся повреждений (трещинообразование) несущих конструкций.
Субъект электроэнергетики заранее должен разработать конструктивно-технологические решения по предотвращению развития возможных опасных повреждений и аварийных ситуаций, в том числе технологические карты по соответствующим видам ремонтных работ.
298. Учет работ по ремонту по каждому гидротехническому сооружению ведется в ремонтной документации на каждое сооружение, которая должна отражать результаты всех выполненных работ и сведения об их исполнителях. Комплект такой документации является основным источником сведений, характеризующих текущее состояние гидротехнического сооружения. Эти сведения должны отражать техническое состояние сооружения на данный период времени, служить исходными данными при планировании работ по техническому обслуживанию и ремонту. Комплект документации должен храниться в течение всего периода эксплуатации сооружения до его ликвидации.
Сведения по капитальному ремонту гидротехнических сооружений заносятся в технические паспорта гидротехнических сооружений и сохраняются в комплектах ремонтной документации, формируемой после завершения ремонта и приемки сооружения из ремонта.
299. При ремонте гидротехнических сооружений должны обеспечиваться в объеме, предусмотренном проектом:
нормативные санитарно-бытовые условия и безопасность эксплуатационного и привлеченного персонала;
природоохранные мероприятия;
пожарная безопасность;
готовность в процессе производства работ к предотвращению и ликвидации последствий повреждений сооружений в нормальных и в чрезвычайных ситуациях.
300. Планирование ремонта гидротехнических сооружений должно включать разработку:
перспективных планов ремонта;
годовых графиков ремонта.
При планировании ремонта субъект электроэнергетики должен обеспечить:
возможное сокращение суммарного годового ремонтного периода;
возможное сокращение суммарного годового снижения мощности электростанции, состава и параметров действующего оборудования, обусловленного проводимым ремонтом.
Планы ремонта должен утверждать технический руководитель субъекта электроэнергетики.
301. При наличии ограничений в период ремонта электростанции (снижения располагаемой мощности и других) годовые и месячные графики ремонта гидротехнических сооружений должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке, установленном Правилами вывода в ремонт.
302. Проведение работ по капитальному ремонту гидротехнических сооружений должно осуществляться в соответствии с перспективными планами ремонта, годовыми и месячными графиками ремонта. Планы ремонта должны составляться на основании:
систематических осмотров, освидетельствований и обследований гидротехнических сооружений, в том числе после прохождения паводков и после отопительных сезонов;
внеочередных осмотров после стихийных бедствий или аварий (отказов);
систематического контроля состояния сооружений, включающего инструментальные наблюдения, обследования с определенной ремонтной документацией, периодичностью, и специальные обследования и испытания;
мероприятий, устанавливаемых материалами регулярного декларирования безопасности гидротехнических сооружений;
предписаний органов государственного надзора.
303. Перспективный план ремонта гидротехнических сооружений должен разрабатываться на 5 и более лет и утверждаться субъектом электроэнергетики. Перспективный план служит основанием для разработки проектной документации, планирования материальных и финансовых ресурсов. Перспективный план ремонта гидротехнических сооружений должен содержать следующие сведения:
вид ремонта;
планируемая дата начала ремонта;
продолжительность ремонта;
ожидаемые ограничения режима электростанции;
укрупненный перечень работ;
сроки разработки проектной документации.
Рекомендуемый образец перспективного плана ремонта гидротехнических сооружений приведен в приложении N 64 к настоящим Правилам.
304. Годовое планирование ремонта гидротехнических сооружений должно производиться в соответствии с перспективным планом с учетом технического состояния гидротехнических сооружений. В годовой план ремонта могут быть внесены обоснованные изменения по сравнению с перспективным планом. Годовой план ремонта гидротехнических сооружений должен содержать следующие сведения:
вид ремонта;
укрупненный перечень работ;
объемы работ;
поквартальные планы работ;
дата начала и окончания ремонта;
исполнители работ.
Рекомендуемый образец годового плана ремонта гидротехнических сооружений приведен в приложении N 65 к настоящим Правилам.
305. Разработку, согласование и утверждение перспективных планов ремонта и годовых графиков ремонта гидротехнических сооружений должны производить в сроки, установленные субъектом электроэнергетики.
306. Объем и стоимость работ в годовом графике ремонта гидротехнических сооружений субъекты электроэнергетики следует определять:
по капитальному ремонту - на основании проектной документации на ремонт;
по текущему ремонту - на основании расчетных описей, составленных при проведении осмотров гидротехнических сооружений, записей в эксплуатационной документации.
307. Годовой график ремонта гидротехнических сооружений должен устанавливать вид ремонта, сроки проведения ремонта и планируемый объем работ.
К годовому графику ремонта должны прилагаться:
ведомости планируемых работ по ремонту по каждому гидротехническому сооружению, включенному в график ремонта;
пояснительная записка, в которой отражается обеспеченность планируемых объемов ремонта проектной, технической и сметной документацией, МТР.
308. Ведомость планируемых работ по ремонту гидротехнических сооружений должен формироваться на основе:
результатов мониторинга и оценки фактического технического состояния гидросооружений;
результатов производственного контроля и проведенных осмотров, освидетельствований и обследований зданий и гидротехнических сооружений для определения их фактического технического состояния;
данных из технических журналов;
отчетных документов предыдущего ремонта;
предписаний органов государственного надзора.
309. Субъект электроэнергетики при планировании капитального ремонта гидротехнических сооружений должен учитывать следующие условия:
время проведения ремонта гидротехнического сооружения совмещается с капитальным ремонтом соответствующего оборудования;
проведение ремонта гидротехнического сооружения с большим объемом работ в несколько этапов с целью сокращения времени их вывода из работы;
выполнение всех подготовительных работ до вывода гидротехнического сооружения в ремонт.
310. В случаях если годовым графиком капитального ремонта гидротехнического сооружения предусматривается производство ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта свыше предусмотренной перспективным планом, решение о продолжительности ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
В случаях если по результатам технического контроля и комплексных обследований по определению фактического технического состояния гидротехнических сооружений выявлена необходимость проведения капитального ремонта с периодичностью, менее установленной в перспективном плане, решение о включении в годовой график этого ремонта должно приниматься техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
311. Для выполнения непланового ремонта, связанного с устранением нарушений, представляющих опасность для людей и создающих угрозу безопасности для объектов ГЭС, годовой график ремонта ГЭС может быть скорректирован субъектом электроэнергетики.
312. Текущий ремонт гидротехнических сооружений должен производиться в течение всего года по годовому графику, составленному субъектом электроэнергетики на основании результатов контроля технического состояния сооружений. Годовой график текущего ремонта должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
313. Состав организационных и технических мероприятий и сроки их выполнения должны устанавливаться в годовых планах подготовки к ремонту гидротехнических сооружений.
314. Субъект электроэнергетики должен разработать годовой план подготовки к ремонтам после утверждения годового графика ремонта гидротехнических сооружений. Годовой план подготовки к ремонтам должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики до конца года, предшествующего планируемому.
315. Подготовка к капитальному ремонту может быть начата в году, предшествующему планируемому по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
316. Субъект электроэнергетики и организации - исполнители ремонта должны осуществлять согласование комплекта технологических карт на выполнение всех видов ремонтных работ в соответствии с принятым перечнем и объемами.
317. Вскрытие котлована вблизи гидротехнических сооружений допускается при наличии проекта с обоснованием устойчивости, механической и фильтрационной прочности, разработанного проектными организациями.
318. При подготовке к ремонту гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики совместно с организацией - исполнителем ремонта (при ее наличии) должен:
проводить предремонтное освидетельствование гидротехнического сооружения комиссией, состоящей из представителей субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта (если она к этому времени определена) с возможным привлечением экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации, по результатам которого составить акт, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 66 к настоящим Правилам;
на основании акта освидетельствования гидротехнического сооружения и акта общего технического осмотра составлять ведомость планируемого объема ремонтно-строительных работ, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 67 к настоящим Правилам, которую в дальнейшем уточняет после начала ремонта;
составлять график выполнения работ.
319. Субъект электроэнергетики завершает уточнение перечня и объема ремонтных работ гидротехнических сооружений не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта, после чего ведомость планируемых работ по ремонту должна утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики. В ведомость планируемых работ по ремонту включаются требования из предписаний органов государственного надзора, если они доведены до субъекта электроэнергетики не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта.
320. С учетом составленных ведомостей объемов работ по ремонту конкретных гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен сформировать по каждому гидротехническому сооружению проектную документацию или заказать ее разработку проектной организации.
321. При привлечении к выполнению ремонтных работ гидротехнических сооружений организации - исполнителя ремонта субъект электроэнергетики должен обеспечить подготовку следующих документов:
проектной документации;
ведомости объема ремонтных работ;
схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей;
графика выполнения ремонтных работ;
графика передачи материалов, оборудования, изделий, учитывающего сроки выполнения ремонтных работ;
графика совмещения ремонтных работ и производственных процессов электростанции.
322. За 20 дней до начала ремонта гидротехнических сооружений:
а) субъект электроэнергетики, организации - исполнители ремонта должны провести проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту;
б) каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте, должна:
определить состав бригад (участков) по ремонту отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;
назначить руководителей работ по ремонту отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений в соответствии с перечнем и объемом работ, установленных договором на выполнение ремонтных работ;
назначить лиц, ответственных за охрану труда и обеспечение МТР;
проверить квалификацию (удостоверения) всего персонала, привлеченного к выполнению ремонта гидротехнических сооружений и их механического оборудования на право выполнения работ.
в) субъект электроэнергетики должен назначить ответственных представителей для участия во входном контроле материалов, оборудования и запасных частей, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта элементов, конструкций гидротехнических сооружений и лиц, ответственных за обеспечение МТР.
323. Не позднее чем за 10 дней до начала капитального ремонта гидротехнических сооружений комиссии, состав которой должен определять субъект электроэнергетики, следует провести проверку готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работ с составлением акта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 68 к настоящим Правилам. Акт готовности должен утверждаться технический руководитель субъекта электроэнергетики.
При установлении комиссией неготовности электростанции к ремонту гидротехнического сооружения вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решает субъект электроэнергетики.
324. До начала ремонтных работ гидротехнических сооружений производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, технологическими картами на ремонт, мероприятиями по охране труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.
325. В целях проведения ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен:
обеспечить готовность сооружений к ремонту;
обеспечить подготовку разрешений на производство работ в зоне ВЛ и связи, 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, отвод участка для отсыпки строительного мусора; необходимость в оформлении упомянутых разрешений должна устанавливаться на основании проектной документации и ППР;
выдать наряд-допуск на ремонт ремонтно-строительным подразделениям электростанции и (или) акт-допуск - привлекаемым организациям - исполнителям ремонта;
обеспечить допуск ремонтного персонала в зону ремонта;
обеспечить при необходимости, определяемой проектной документацией, временный перенос ЛЭП, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения и других коммуникаций, пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, согласно правилам охраны труда, 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;
выполнить отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта механического оборудования гидротехнических сооружений;
выполнить мероприятия по технике безопасности и охране труда в соответствии с ППР;
осуществить в процессе ремонта строительный контроль за выполнением работ в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации и требованиями Положения о проведении строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.06.2010 N 468 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 26, ст. 3365) (далее - Положение о проведении строительного контроля), а также контроль за соответствием перечня, объема и стоимости выполненных работ проектной документации, ППР, соответствием материалов, изделий, конструкций действующим стандартам и техническим условиям без вмешательства в хозяйственную деятельность организации - исполнителя ремонта; произвести приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями выполненных ремонтных работ с составлением актов;
произвести присоединение сетей после извещения о готовности сетей к присоединению;
принять после ремонта гидротехнические сооружения.
326. В целях проведения ремонта гидротехнических сооружений организация - исполнитель ремонта должна:
выполнить работы по ремонту гидротехнических сооружений в соответствии с утвержденной проектной документацией, ППР, разрешается применение типовых проектов производства работ, типовых технологических карт с привязкой к месту выполнения работ;
обеспечить с начала производства работ оформление наряд-допуска, выдачу заданий производителям работ и бригадирам;
обеспечить в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации и требованиями Положения о проведении строительного контроля строительный контроль за выполнением производителями ремонта требований проектной документации, ППР, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности, правил по охране труда, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, контроль качества применяемых материалов и выполняемых работ;
обеспечить сдачу по акту выполненных ремонтных работ, известить субъект электроэнергетики о готовности сетей к присоединению и сдаче отремонтированных гидротехнических сооружений.
327. В процессе ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен обеспечить контроль качества строительных и монтажных работ, а также не допускать отклонения от проектной документации.
328. Применение новых материалов и технологий ремонтных работ гидротехнических сооружений допускается на отдельных участках по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
329. При техническом обслуживании и ремонте гидротехнических сооружений не допускается временное или постоянное размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и иных подъездных путей, на бермах и откосах каналов, плотин и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения без расчетного (проектного) обоснования и согласования субъекта электроэнергетики, владеющего на законном основании гидротехническим сооружением.
330. Производство в процессе взрывных работ вблизи гидротехнических сооружений допускается при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования, обоснованном в проектной документации.
331. При проведении ремонта гидротехнических сооружений не допускается:
превышение предельных временных нагрузок на перекрытия пролетов водопропускных отверстий и мостовых переходов; с этой целью на хорошо просматриваемых местах следует установить и постоянно сохранять указатели предельно допустимых значений нагрузок на перекрытия по отдельным их зонам;
размещение громоздких предметов, оборудования и инвентаря в переходах и проходах, на крановых путях с нарушением их проектных габаритных размеров.
332. Разгрузку, погрузку и складирование материалов и деталей оборудования допускается производить только на предусмотренных проектом участках.
333. В процессе ремонта гидротехнических сооружений не допускается изменять конструктивные схемы несущих железобетонных и металлических элементов сооружений без проектного обоснования.
334. Несущие конструкции сооружений при проведении ремонтных работ гидротехнических сооружений предохраняются от перегрузок. Не допускается без согласования с проектной организацией подвеска, установка и крепление на таких конструкциях, не предусмотренных проектом технологического оборудования, транспортных средств и других устройств.
335. В случаях затопления в процессе ремонта подземных помещений гидротехнических сооружений следует установить причину и устранить ее, затем произвести откачку воды, очистку полов, стен и других строительных конструкций, их просушку и проветривание помещений.
Применяемый метод откачки не должен вызывать размыв и просадку грунтов основания.
336. В подземных помещениях при выполнении ремонтных работ гидротехнических сооружений параметры воздуха (температура, относительная влажность, скорость движения, содержание кислорода и углекислого газа) должны соответствовать санитарно-гигиеническим требованиям к условиям труда на размещаемых в недрах производственных объектах, не связанных с добычей полезных ископаемых.
Система вентиляции должна обеспечивать подачу количества воздуха, рассчитанного по содержанию углекислоты на наибольшее количество людей, находящихся одновременно в подземных помещениях при одновременной работе максимального количества оборудования. На всех рабочих местах должен контролироваться состав воздуха с периодичностью, установленной технологической документацией.
337. Весь ремонтный персонал при допуске на каждое рабочее место должен быть ознакомлен с условиями применения защитных средств, средств связи, с главными и запасными выходами и путями эвакуации из подземных помещений на поверхность. Лицо, ответственное за организацию работы по охране труда, должно ознакомить каждого работника с маршрутом эвакуации под роспись об ознакомлении.
338. Субъект электроэнергетики должен организовать учет всех лиц, находящихся в подземных помещениях и вышедших на поверхность. Порядок данного учета должен устанавливаться ЛНА субъекта электроэнергетики.
339. При проведении ремонтных работ на затапливаемых участках гидротехнических сооружений, защищаемых от затопления основными или ремонтными затворами (заграждениями), до начала работ и допуска ремонтного персонала на эти участки необходимо в соответствии с порядком, определяемым ЛНА субъекта электроэнергетики, проверить, в том числе путем осмотров, включая водолазные, на:
исправность затворов (заграждений) и связанного с их обслуживанием подъемного оборудования;
правильность посадки на порог затворов (заграждений) и водонепроницаемость уплотнений при работе под напором.
Если при проведении ремонтных работ будет обнаружена протечка воды через уплотнительные устройства или опорный контур затвора (заграждения), необходимо принять немедленные меры по ее устранению.
340. Общее руководство ремонтом и координацию действий всех организаций - исполнителей ремонта и персонала электростанции, принимающих участие в ремонте гидротехнических сооружений, должно осуществлять лицо, специально назначенное для этого субъектом электроэнергетики.
В случаях, предусмотренных соответствующим договором между субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта, руководитель ремонта может быть назначен от ремонтной организации, что должно оформляться совместным приказом субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.
Организация работы по нарядам-допускам и назначение руководителей работ по нарядам должны производиться в соответствии с порядком, определяемым ЛНА субъекта электроэнергетики.
341. В период проведения ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен обеспечить технический контроль за состоянием гидротехнического сооружения и иных сооружений, попадающих в зону влияния ремонтных работ, по специально предназначенным для этого программам наблюдений, составляемых с привлечением экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.
342. Приемка гидротехнических сооружений из капитального ремонта и оценка качества выполненных работ должна осуществляться комиссией по приемке, назначаемой субъектом электроэнергетики, при участии ответственных представителей организации - исполнителя ремонта. Перечень процедур при приемке гидротехнического сооружения из ремонта приведен в приложении N 69 к настоящим Правилам.
Приемка выполненных работ по текущему ремонту гидротехнических сооружений должна осуществляться персоналом субъекта электроэнергетики с участием представителей организации - исполнителя ремонта.
343. Техническое состояние отремонтированных гидротехнических сооружений должно соответствовать требованиям, установленным ремонтной документацией. Оценка соответствия должна производиться путем оформления актов приемки гидротехнических сооружений из ремонта.
344. В ходе приемки гидротехнического сооружения из ремонта (капитального, текущего) субъекты электроэнергетики должны контролировать:
соответствие выполненных работ проектным решениям, требованиям безопасности гидротехнических сооружений и промышленной безопасности;
результаты испытаний строительных конструкций, технических средств и оборудования, обеспечивающих предупреждение аварий и локализацию их последствий.
345. Дефекты и несоответствия характеристик гидротехнических сооружений проектной документации, выявленные в ходе ремонта, должны быть устранены организациями - исполнителями ремонта до приемки сооружений из ремонта.
Приемка из ремонта гидротехнических сооружений с дефектами и невыполненными проектными решениями не допускается.
346. Приемка законченных ремонтом отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений и механического оборудования, специальных работ должна осуществляться комиссиями по приемке, создаваемыми субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта. Результатом работы комиссий по приемке являются акты приемки конкретных элементов, конструкций сооружений, оборудования, работ. Совокупность актов рабочих комиссий, охватывающих все сооружения и оборудование законченного ремонтом сооружения, является основанием для принятия комиссией по приемке решения о возможности приемки сооружения из ремонта.
347. Комиссии по приемке должны принять конструкции (элементы) гидротехнических сооружений ГЭС, результаты работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), освидетельствование которых в дальнейшем невозможно из-за последующего возведения над ними других элементов сооружений (дренажи, противофильтрационные устройства, системы закладной контрольно-измерительной аппаратуры). Рекомендуемый образец акта освидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), приведен в приложении N 70 к настоящим Правилам.
348. Комиссия по приемке должна осуществлять контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного гидротехнического сооружения и качество выполненных ремонтных работ.
Результатом работы комиссии по приемке является акт приемки из ремонта гидротехнического сооружения, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 71 к настоящим Правилам.
349. Сведения о выполненном капитальном ремонте заносятся в паспорт гидротехнического сооружения.
Сведения о текущем ремонте должны вноситься в технический журнал гидротехнического сооружения.
350. Приемка из капитального ремонта площадок, участков гидротехнических сооружений, являющихся опасными производственными объектами, должна производиться в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности опасных производственных объектов.
351. Оценка качества ремонтных работ должна производиться субъектом электроэнергетики в процессе производства ремонтных работ и при приемке завершенного ремонтом гидротехнического сооружения.
При оценке качества выполнения ремонтных работ следует руководствоваться утвержденной проектной документацией и строительными нормами и правилами по соответствующим видам работ.
352. Техническая документация по выполненным работам, оформленная в порядке, установленном ЛНА субъекта электроэнергетики, а также акты приемки отремонтированных гидротехнических сооружений должны храниться у субъекта электроэнергетики в течение всего периода эксплуатации гидросооружений до их ликвидации.
353. Организация технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта зданий и сооружений ГЭС должна осуществляться в соответствии с требованиями пунктов 150 - 197 настоящих Правил.
V. Требования к организации планирования, подготовки,
производства ремонта и приемки из ремонта подсистем АСУ ТП
(средств ТАИ)
354. Техническое обслуживание и ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики следует обеспечивать в соответствии с границами зон обслуживания по перечню обслуживаемых подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики с указанием границ обслуживания, лиц, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, который должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
355. Техническое обслуживание подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в зависимости от объемов подразделяется на следующие виды:
техническое обслуживание с непрерывным контролем (далее - ТО с НК);
техническое обслуживание с периодическим контролем (далее - ТО с ПК).
356. ТО с НК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) следует выполнять по результатам непрерывного контроля технического состояния в процессе их эксплуатации совместно с основным и вспомогательным оборудованием объектов электроэнергетики.
357. В период выполнения ТО с НК должна обеспечиваться постоянная готовность к работе и правильное функционирование подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) путем проверки их технического состояния во время:
подготовки подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) к работе, ввода в работу и вывода из работы;
нормальных и переходных режимов работы основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики;
опробования подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) во время нормальных и переходных режимах работы основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики;
проверки технического состояния при пробных включениях после устранения дефектов.
358. Если при выполнении ТО с НК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выявлены их несоответствия нормативной и технической документации (обнаружение неисправности, дефекта, отказа или неправильного функционирования), субъект электроэнергетики должен выполнять операции по устранению неисправности (несоответствия) и восстановлению их работоспособности или правильного функционирования.
359. Проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в процессе ТО с НК должна включать в себя следующие виды работ:
осмотр во время обходов оборудования;
плановые (по графику) опробования (только для оборудования тепловых и гидравлических электростанций);
внеплановые проверки и опробования (только для оборудования тепловых и гидравлических электростанций);
выявление и устранение неисправности.
Осмотр подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должен выполняться во время плановых обходов или в случаях появления индикации о неисправности или отказе, технологической или аварийной сигнализации. График плановых обходов должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Плановые (по графику) опробования должны выполняться в соответствии с утвержденной инструкцией по эксплуатации подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), содержащей указания по круглосуточному их техническому обслуживанию.
Внеплановые проверки и опробования подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должны проводиться в следующих случаях:
после устранения неисправности, дефекта или отказа в работе;
после замены отдельных приборов или элементов перед вводом соответствующего устройства в работу;
при наличии замечаний к правильности функционирования устройств;
при внесении изменений (корректировке или обновлении) программного обеспечения (далее - ПО), алгоритмов управления, параметров настройки;
по распоряжению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
При обнаружении неисправности, дефекта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) персонал объекта электроэнергетики, эксплуатирующий подсистемы АСУ ТП (средства ТАИ), должен проинформировать об этом:
персонал структурных подразделений объекта электроэнергетики, ответственных за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудования, работу которого обеспечивает данная подсистема АСУ ТП (средство ТАИ);
своего непосредственного руководителя и принять меры к немедленному восстановлению технического состояния в соответствии с требованиями нормативной и технической документации.
Выявление и устранение неисправности должно включать следующие мероприятия:
выявление неисправности, дефекта, отказа (неисправности устройств, измерительных каналов, ПО или дефектов технологического оборудования), вызвавших нарушение в работе подсистемы АСУ ТП (средств ТАИ);
определение причин неисправности с помощью средств программно-технических комплексов (далее - ПТК) или средств ТАИ (анализ распечаток аварийных ситуаций, показаний КИП);
выявление отказов управляющих и информационных ПТК, анализ диагностических файлов и внесение корректировок в ПО;
устранение дефектов технологического оборудования, которые влияют на правильное функционирование подсистемы АСУ ТП (средств ТАИ);
устранение неисправности в измерительных каналах, электрической схеме устройства;
замену дефектной аппаратуры из состава запасных частей и принадлежностей;
опробование и включение в работу после устранения неисправности.
360. Персонал, выполняющий ТО с НК, самостоятельно устраняет обнаруженную неисправность с возможным привлечением лиц, обеспечивающих ремонт АСУ ТП (средств ТАИ). При этом в случае выявления неисправности основного или вспомогательного оборудования его ремонт следует осуществлять ремонтным персоналом структурных подразделений объекта электроэнергетики, ответственным за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудования.
Проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) при пробном включении после восстановления технического состояния должна производиться совместно с персоналом структурных подразделений объекта электроэнергетики, ответственным за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудования.
361. ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) для поддержания работоспособного и исправного технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) с целью обеспечения в процессе эксплуатации возможности управления, технологического контроля и защиты основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики, надежности и экономичности его работы.
ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) следует проводить по годовому графику, который должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики до 25 числа месяца, предшествующего году проведения работ. Годовой график ТО с ПК должен составляться с учетом следующих сроков и условий:
сроков и объемов технического обслуживания подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), определенных изготовителем оборудования, нормативной и технической документацией;
сроков планового ремонта основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики;
сроков службы и интенсивности работы подсистем АСУ ТП (средств ТАИ);
сроков проведения государственного метрологического контроля, планируемых сроков поверки СИ;
утвержденных графиков поверки и (или) калибровки СИ.
362. ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) следует проводить на работающем без изменения режимов его работы или остановленном основном и вспомогательном оборудовании объекта электроэнергетики. В состав работ по ТО с ПК включаются следующие мероприятия:
обход оборудования объекта электроэнергетики по месту и на щитах (залах) управления для визуальной проверки технического состояния;
проверка технического состояния с применением внутренних или внешних средств контроля или диагностирования при помощи переносной (встроенной аппаратуры);
проверка на исправность (работоспособность) подсистем АСУ ТП (средств ТАИ);
устранение неисправностей, дефектов, выявленных по результатам обхода, проверки технического состояния и замечаниям оперативного персонала;
проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) с применением внешних средств мониторинга или диагностирования при помощи переносной (встроенной) аппаратуры.
363. Помимо состава работ ТО с ПК, предусмотренного пунктом 363 настоящих Правил, для отдельных групп подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) пунктами 365 - 370 настоящих Правил должны устанавливаться особенности ТО с ПК, которые применяются по усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики. Конкретные решения по периодичности и объему ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) принимаются субъектами электроэнергетики по каждой подсистеме АСУ ТП (группе средств ТАИ).
364. Особенности ТО с ПК авторегуляторов включают:
перечень основных авторегуляторов (входящих в систему автоматического управления мощности, регулирования частоты и (или) напряжения электрической сети, авторегуляторы впрысков, уровня в барабане и подогревателях высокого давления), подлежащих ТО с ПК, должен определяться на объекте электроэнергетики с учетом особенностей эксплуатации основного оборудования, технических характеристик подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики;
в объем ТО с ПК основных авторегуляторов должна включаться полная или частичная проверка характеристик регулирующих органов, в том числе пропуски, люфты и выбеги;
ТО с ПК основных авторегуляторов теплоэлектростанции (далее - ТЭС) следует выполнять с периодичностью не менее одного раза в 3 месяца (но не реже одного раза каждые 2 000 часов работы энергоблока или установки). ТО с ПК остальных авторегуляторов ТЭС следует выполнять с периодичностью 1 раз в 4 - 6 месяцев (но не реже одного раза каждые 3 500 часов работы энергоблока или установки);
ТО с ПК авторегуляторов ГЭС следует выполнять с периодичностью не менее 1 раза в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.
365. Особенности ТО с ПК технологических защит, блокировок и сигнализации должны включать:
опробование технологических защит, блокировок и сигнализации (далее - ТЗиС) следует производить по годовому графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики, который должен составляться в соответствии с требованиями изготовителей оборудования и нормативной и технической документацией.
ТЗиС, все элементы которых не могут быть продиагностированы с помощью программ электронных вычислительных машин (далее - ЭВМ), подлежат опробованию с периодичностью, установленной ПТЭ, после простоя оборудования продолжительностью более 3 суток.
ТЗиС, все элементы которых могут быть продиагностированы с помощью программ ЭВМ, по усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики могут не подвергаться опробованию после простоя оборудования продолжительностью более 3 суток.
ТО с ПК отдельных элементов и устройств ТЗиС (отсечные исполнительные механизмы, приборы, первичные преобразователи, указатели положения, сигнализаторы уровня) для ТЭС следует выполнять на остановленном основном и вспомогательном оборудовании в межремонтный период с периодичностью не менее 1 раза в 3 - 6 месяцев;
ТО с ПК отдельных элементов и устройств ТЗиС (отсечные исполнительные механизмы, приборы, первичные преобразователи, указатели положения, сигнализаторы уровня) для ГЭС следует выполнять на остановленном гидроагрегате и вспомогательном оборудовании в межремонтный период с периодичностью не менее 1 раза в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.
366. Особенности ТО с ПК схем дистанционного управления электроприводов задвижек включают:
ТО с ПК схем дистанционного управления электроприводов задвижек следует выполнять на остановленном основном и вспомогательном оборудовании ТЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в 6 месяцев, кроме электроприводов задвижек топливной (газомазутной) арматуры, ТО с ПК которой должно выполняться 1 раз в 4 месяца.
ТО с ПК схем дистанционного управления электроприводов задвижек следует выполнять на остановленном гидроагрегате и вспомогательном оборудовании ГЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в год.
367. Особенности ТО с ПК КИП и других средств химического контроля и специальных измерений (далее - ХКиСИ) включают:
ТО с ПК КИП и других средств ХКиСИ следует выполнять с проверкой по поверочным газовым смесям или калибровкой по буферным растворам не реже 1 раза в 3 месяца в соответствии с нормативной и технической документацией.
ТО с ПК КИП должно включать работы в объеме текущего ремонта без калибровки и поверки.
368. Особенности ТО с ПК вторичных КИП (кроме ХКиСИ) включают:
ТО с ПК следует выполнять на остановленном основном или вспомогательном оборудовании ТЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в 3 - 6 месяцев.
ТО с ПК следует выполнять на остановленном гидроагрегате или вспомогательном оборудовании ГЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.
ТО с ПК вторичных КИП должно включать работы в объеме текущего ремонта без калибровки и поверки.
369. Особенности ТО с ПК программно-технических и вычислительных комплексов, а также средств отображения информации включают:
ТО с ПК программно-технических и вычислительных комплексов следует проводить с периодичностью 1 раз в 3 месяца. При этом должны выполняться следующие мероприятия:
проверка отсутствия сигнализации некорректной работы ПО и неисправности (отказов) ПТК;
проверка сроков лицензионного соглашения ПО;
внешний осмотр с целью выявления некомплектности;
проверка отсутствия внешних механических повреждений и попадания влаги;
проверка отсутствия отсоединенных или не полностью присоединенных электрических кабелей, разъемов и шнуров;
внешний осмотр линий и устройств локальной вычислительной сети (далее - ЛВС);
контроль технического состояния вентиляторов охлаждения, источников бесперебойного питания и напряжения аккумуляторных батарей.
В рамках ТО с ПК ПТК должна выполняться диагностика состояния аппаратных средств, проверка работы функций резервирования, контроль заполненности дискового пространства ПТК, резервное копирование базы данных ПТК.
370. Если на объекте электроэнергетики локальным нормативным актом не установлен вид организации ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.
371. Планово-предупредительный ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на: текущий, средний и капитальный. При выполнении капитального ремонта в заводских условиях он должен выполняться организациями, специализирующимися на соответствующих направлениях ремонтной деятельности. В отношении ЛЭП, оборудования ТП и РУ средний и капитальный ремонт подсистем АСУ ТП не проводится.
372. Вид ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должен определяться видом ремонта основного оборудования.
Сроки проведения планового капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должны совмещаться со сроками проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики.
373. По истечении установленного срока службы, окончании выпуска запасных частей изготовителем оборудования или окончании поддержки разработчиком ПО субъекты электроэнергетики должны разработать и утвердить график перспективной замены или модернизации подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики.
374. Планирование текущего, среднего и капитального ремонта следует выполнять в соответствии с годовым графиком ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), который разрабатывается на основании требований изготовителей оборудования в отношении сроков и объемов ремонта, а также нормативной и технической документации с учетом годового графика ремонта основного и годового плана ремонта вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики. Годовой график ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) ежегодно должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики. При этом годовые графики ремонта КИП, СИ должны быть скоординированы по срокам и объемам с графиками поверки и калибровки.
В случае переноса сроков выполнения планового ремонта основного оборудования объекта электроэнергетики в пределах текущего календарного года, возможен перенос сроков поверки и (или) калибровки СИ исходя из скорректированных сроков ремонта.
375. Подготовка к ремонту подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должна выполняться:
на ТЭС в соответствии с требованиями пункта 78, абзацев первого, второго, четвертого, пятого, шестого пункта 79, пунктов 80 - 85 настоящих Правил;
на ГЭС в соответствии с требованиями пунктов 222, абзацев первого, второго, четвертого, пятого, шестого пункта 223, пунктов 224 - 229 настоящих Правил.
Уточнение объема планового текущего, среднего или капитального ремонта должно выполняться по результатам контроля технического состояния, осуществляемого при его непрерывном и периодическом техническом обслуживании подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), а также при устранении дефектов, отказов в их работе (для средств измерений перед их поверкой или калибровкой).
376. На объекте электроэнергетики должен создаваться резервно-обменный фонд технических средств подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), обеспечивающий:
оперативную замену в течение года отказавших в процессе эксплуатации каждого типа подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), входящих в состав штатных систем контроля и управления объекта электроэнергетики (годовой эксплуатационный запас восстанавливаемых подсистем АСУ ТП (средств ТАИ));
плановую замену в течение года устройств каждого типа, отработавших свой межремонтный ресурс, для передачи их в капитальный ремонт в заводских условиях;
возможность проведения капитального и среднего ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) с установленной для них периодичностью (в соответствии с периодичностью ремонта основного оборудования);
возможность проведения аварийного ремонта;
равномерную занятость ремонтного персонала в течение всего года.
Величина резервно-обменного фонда технических средств подсистем АСУ ТП (ТАИ) должна устанавливаться субъектом электроэнергетики.
В случае применения однотипных программно-технических средств АСУ ТП (ТАИ) на обособленных подразделениях субъекта электроэнергетики, допускается создавать обменный фонд в целом по субъекту электроэнергетики.
377. Вывод в ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должен выполняться совместно с основным или вспомогательным оборудованием объекта электроэнергетики.
Текущий ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должен производиться по месту их установки, а средний и капитальный - в лабораторных или заводских условиях. Обслуживание ПО (обновление) ремонтируемых средств АСУ ТП (средств ТАИ) должно проводиться при выполнении мероприятий по его резервированию или восстановлению из резервной копии.
378. Перечень работ типовых текущего, среднего и капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) приведены в приложении N 72 к настоящим Правилам.
379. Приемка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из капитального и среднего ремонта должна проводиться отдельно по каждой функциональной группе устройств подсистем АСУ ТП (средств ТАИ): технологических защит, блокировок и сигнализации, автоматического регулирования, дистанционного управления, технологического контроля и (или) КИП, ХКиСИ, информационных и (или) управляющих и вычислительных ПТК.
Приемка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из капитального и среднего ремонта должна выполняться:
на ТЭС в соответствии с требованиями пунктов 95 - 111, 114 - 116, 118 - 137 настоящих Правил;
на ГЭС в соответствии с требованиями пунктов 242 - 269 настоящих Правил;
на ЛЭП, оборудовании ТП и РУ в соответствии с требованиями пунктов 393 - 406 настоящих Правил.
380. Опробование и приемка из капитального и среднего ремонта всего объема подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) установки (энергоблока, котла, турбины, гидроагрегата, генератора, отдельного вида оборудования) должны производиться перед пуском и на этапе приемо-сдаточных испытаний этой установки при приемке ее из ремонта.
При положительном результате опробования подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) на работающем оборудовании их ремонт считается законченным и дается предварительная оценка качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ.
Итоговая оценка качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ дается по результатам их подконтрольной эксплуатации в составе отремонтированной энергоустановки.
381. Основными критериями оценки качества отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и выполненных ремонтных работ являются:
а) соответствие технического состояния ПТК (при наличии), приборов, аппаратуры управления, сигнализации и защит, внутренней и внешней коммутации, кабельных связей и трубных проводок требованиям ремонтной документации;
б) результаты проведения следующих мероприятий:
включение в работу измерительных приборов, проверка целостности измерительных линий, исправности датчиков, проверка работы кинематики регистрирующих и контактных устройств, правильности выставления уставок технологических защит и сигнализации;
проверка работы схем управления электроприводами запорных и регулирующих органов, а также точности установки конечных выключателей, работы сигнализации положения запорных органов и указателей положения регулирующих органов, работы электроприводов по командам из цепей технологических защит и блокировок;
проверка работы технологических защит путем имитации срабатывания датчиков с воздействием через выходные реле схем защит на исполнительные устройства;
получение положительных заключений по результатам испытаний в случае их выполнения по специальным программам;
в) внешний вид и чистота приборов и аппаратуры щитов, пультов и сборок (отсутствие царапин и нарушений окраски, пыли и грязи);
г) исправность дверей и замков сборок, панелей и пультов;
д) наличие протоколов наладки, проверки, испытаний (опробования) аппаратуры и бирок на ней;
е) заполнение карт настроек авторегуляторов, паспортов КИП или документов, заменяющих данные паспорта;
ж) наличие номеров, маркировок и надписей о назначении на панелях, пультах, соединительных коробках, сборных кабельных ящиках, первичных измерительных преобразователях, импульсных линиях, запорной арматуре, коммутационных аппаратах, кабелях, штепсельных разъемах;
з) наличие отметок о внесении изменений в эксплуатационную документацию, если такие изменения вносились в ходе ремонта;
и) включение в работу в полном объеме всех подсистем АСУ ТП (средств ТАИ).
382. Оценки качества отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и выполненных ремонтных работ среднего или капитального ремонта должны устанавливаться комиссией по приемке, состав которой должен утверждаться субъектом электроэнергетики.
Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично - при отсутствии дефектов отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ);
хорошо - при обнаружении дефектов отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), которые могут быть устранены в течение 24 часов;
удовлетворительно - если устранение обнаруженных дефектов требует более 24 часов, но менее 72 часов;
неудовлетворительно - если устранение обнаруженных дефектов требует более 72 часов.
383. Результаты проведения среднего или капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должны оформляться в отчетной документации, перечень которой приведен в приложении N 73 к настоящим Правилам.
384. Приемка из ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) должна оформляться актом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 74 к настоящим Правилам.
Порядок приемки подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из текущего ремонта должен устанавливаться субъектом электроэнергетики самостоятельно.
385. Проведение текущего ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию следует выполнять по результатам его контроля при непрерывном и периодическом техническом обслуживании, а для СИ - также перед их поверкой или калибровкой.
386. Проведение субъектом электроэнергетики среднего или капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию должен выполняться при наличии следующих условий:
разработан и утвержден ЛНА, устанавливающий периодичность, методы, объемы и технические средства контроля за техническим состоянием подсистем АСУ ТП (средств ТАИ);
внедрена система контроля за техническим состоянием подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в соответствии с указанным в абзаце 2 настоящего пункта ЛНА;
подсистемы АСУ ТП (средства ТАИ) эксплуатируются до истечения проектного срока службы;
соблюдаются сроки и объемы проведения технического обслуживания с непрерывным и периодическим контролем;
соблюдаются сроки поверки и калибровки СИ;
оснащенность всех элементов подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) современными средствами мониторинга и диагностирования технического состояния, а именно: применение экранированных кабельных связях в измерительных каналах; первичных преобразователей с нормированным выходом 4 - 20 мА; микропроцессорных модулей и ПТК с резервированием основных функций, контроля исправности схем электропитания и датчиков положения исполнительных механизмов;
наличие схем бесперебойного электропитания подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), обеспечивающих безударное переключение на резервный источник электропитания при неисправности основного источника.
VI. Требования к организации планирования, подготовки,
производства ремонта ЛЭП и оборудования ПС
387. Периодичность работ по ремонту ЛЭП и оборудования ПС должна устанавливаться субъектами электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом технического состояния, определяемого по результатам обходов, осмотров и испытаний, проводимых в соответствии с ЛНА субъекта электроэнергетики, а также климатических и метеорологических условий эксплуатации ЛЭП и оборудования ПС.
388. Планирование ремонта ЛЭП и оборудования ПС должно включать в себя разработку:
а) перспективных планов ремонта, разрабатываемых на 5 лет;
б) годовых и месячных графиков ремонта и технического обслуживания.
389. Перспективный план ремонта ЛЭП и оборудования ПС корректируется с учетом технического состояния ЛЭП и оборудования ПС и изменения условий их эксплуатации.
390. Графики ремонта ЛЭП и оборудования ПС должны разрабатываться и утверждаться субъектами электроэнергетики. Графики ремонта ЛЭП и оборудования ПС, являющихся объектами диспетчеризации, должны разрабатываться и утверждаться субъектами электроэнергетики с учетом требований Правил вывода в ремонт.
391. Работы по ремонту ЛЭП и оборудования ПС должны производиться по технологическим картам, а также ППР.
Технологические карты должны утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики и содержать:
состав и последовательность операций при выполнении ремонтных работ;
условия проведения работ и меры безопасности;
контролируемые параметры;
требования к составу и квалификации исполнителей;
нормы трудозатрат при выполнении ремонтных работ;
номенклатуру инструментов, приспособлений, приборов, механизмов и испытательных установок, защитных средств и спецодежды;
материалы и запасные части, применяемые при выполнении ремонтных работ.
ППР должен утверждаться техническим руководителем субъекта электроэнергетики и определяет технологию, организацию работ, порядок обеспечения ресурсами, меры безопасности при выполнении работ.
392. При выявлении дефектов персоналом субъекта электроэнергетики и (или) организации - исполнителя ремонта в рамках выполнения мероприятий, указанных в пункте 387 настоящих Правил, не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями нормативной, технической и технологической документации, субъект электроэнергетики должен принять решения о сроках, порядке их устранении и проведении мероприятий по контролю технического состояния до завершения устранения всех выявленных дефектов.
393. Приемка ЛЭП из капитального ремонта и приемка оборудования ПС из капитального и среднего ремонта должны производиться комиссией по приемке, порядок формирования и утверждения которой определяется ЛНА субъекта электроэнергетики. Приемка из текущего ремонта оборудования ПС должна осуществляться в порядке, установленном субъектом электроэнергетики.
Временем окончания капитального ремонта ЛЭП и капитального (среднего) оборудования ПС является момент включения в электрическую сеть, если при включении не произошло отказа; при ремонте без снятия напряжения - момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.
394. Комиссии по приемке представляется следующая документация, характеризующая состояние ЛЭП и оборудования ПС до ремонта, объем и качество выполненных ремонтных работ, и качество отремонтированных ЛЭП и оборудования ПС:
ведомости планируемых работ, в том числе неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при ремонте;
акт выполненных работ;
протоколы технических решений и перечень мероприятий по контролю технического состояния ЛЭП и оборудования ПС по выявленным, но не устраненным дефектам при их наличии;
протоколы испытаний, карты измерений, ведомости параметров технического состояния ЛЭП и оборудования ПС до и после ремонта;
сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы, запчасти;
акты скрытых работ.
395. Комиссия по приемке по результатам анализа документации, указанной в пункте 394 настоящих Правил, осмотра и опробования ЛЭП и оборудования ПС должна:
а) выполнить оценку:
качества отремонтированного оборудования;
качества выполненных ремонтных работ;
соответствия требованиям пожарной безопасности;
б) составить акт на приемку отремонтированных объектов электрических сетей из ремонта (ЛЭП и оборудования ПС) из ремонта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 75 к настоящим Правилам.
Акт приемки оборудования ПС 35 кВ и выше из ремонта должен составляться после завершения месячной подконтрольной эксплуатации, которую необходимо начинать с момента завершения приемо-сдаточных испытаний под нагрузкой в течение 48 часов и осуществлять в порядке, предусмотренном пунктами 115 - 118 настоящих Правил.
396 При приемке ЛЭП и оборудование ПС из ремонта в эксплуатацию комиссия должна установить ему одну из следующих оценок качества отремонтированных ЛЭП и оборудования ПС:
а) соответствует требованиям ремонтной документации;
б) соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением;
в) не соответствует требованиям ремонтной документации.
397. Оценка "соответствует требованиям ремонтной документации" должна устанавливаться при одновременном выполнении следующих требований:
устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей оборудования;
выполнены требования ПТЭ и требования ремонтной документации, определяющие качество оборудования;
приемо-сдаточные испытания под нагрузкой показали, что работа оборудования соответствуют требованиям ПТЭ и инструкций по эксплуатации;
значения параметров технического состояния находятся на уровне нормативных.
398. Оценка "соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением" должна устанавливаться при невыполнении хотя бы одно из требований, указанных в пункте 397 настоящих Правил, но при этом дальнейшая эксплуатация оборудования в соответствии с требованиями ПТЭ возможна.
399. Оборудование, отремонтированное с оценкой "соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением", допускается в эксплуатацию со сроком дальнейшего использования, определяемым комиссией по приемке, при этом субъект электроэнергетики должен разработать план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установить сроки его выполнения.
400. Если в течение приемо-сдаточных испытаний оборудования ПС 35 кВ и выше под нагрузкой были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или дефекты, требующие немедленного отключения, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо-сдаточных испытаний оборудования ПС 35 кВ и выше под нагрузкой.
При возникновении в процессе приемо-сдаточных испытаний оборудования под нагрузкой нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования, при которых не требуется немедленного отключения, вопрос о продолжении их решается субъектом электроэнергетики в зависимости от характера нарушений. При этом обнаруженные дефекты должны устраняться организацией - исполнителем ремонта в сроки, установленные субъектом электроэнергетики с учетом требований Правил вывода в ремонт.
Если приемо-сдаточные испытания под нагрузкой были прерваны, то они начинаются заново после устранения выявленных дефектов. Длительность приемо-сдаточных испытаний под нагрузкой составляет 48 часов с момента постановки оборудования под нагрузку.
Если в период подконтрольной эксплуатации оборудования ПС 35 кВ и выше будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям (нарушениям в работе) или недопустимым отклонениям параметров, оборудование выводится из эксплуатации с оценкой "не соответствует требованиям ремонтной документации".
После выполнения повторного ремонта для устранения дефектов должна производиться повторная приемка из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливаться новая оценка качества отремонтированного оборудования.
401. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна устанавливаться организации - исполнителю ремонта на основании выполнения требований, предусмотренных пунктом 403 настоящих Правил.
402. Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично;
хорошо;
удовлетворительно;
неудовлетворительно.
Оценка "отлично" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в пунктах 403 настоящих Правил.
Оценка "хорошо" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 403 настоящих Правил, и выполнении более половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 403 настоящих Правил.
Оценка "удовлетворительно" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 403 настоящих Правил, и выполнении менее половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 403 настоящих Правил.
Оценка "неудовлетворительно" должна устанавливаться при невыполнении одного или более требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 403 настоящих Правил, вне зависимости от выполнения требований, указанных в абзацах с шестого по одиннадцатый пункта 403 настоящих Правил.
403. Требования к оценке качества выполненных ремонтных работ:
выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;
отсутствие увеличения сроков продолжительности ремонта ЛЭП и оборудования ПС, вызванного выполнением ремонтных работ организацией - исполнителем ремонта;
отсутствие оценок качества отремонтированного ЛЭП и оборудования ПС "соответствует требованиям ремонтной документации с ограничением" и "не соответствует требованиям ремонтной документации", связанных с выполнением ремонтных работ организацией - исполнителем ремонта;
отсутствие отказов оборудования ПС 35 кВ и выше в течение срока подконтрольной эксплуатации из-за организации - исполнителя ремонта;
наличие необходимого комплекта ремонтной документации;
применение технологической оснастки, приспособлений и инструментов, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;
соответствие выполненных технологических операций, включая контрольные, требованиям технологической документации;
проведение входного контроля используемых при ремонте материалов и запасных частей;
наличие комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту;
отсутствие нарушений правил охраны труда, норм и требований пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.
404. Пожарная безопасность характеризуется выполнением требований нормативных правовых актов и правил в области обеспечения пожарной безопасности, а также других нормативных и технических документов, в которых установлены нормы и требования пожарной безопасности.
Соблюдение норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования должно определяться одной из следующих оценок (оценка должна устанавливаться только для оборудования ПС):
"соответствует требованиям правил пожарной безопасности";
"не соответствует требованиям правил пожарной безопасности".
405. Оценка "соответствует требованиям правил пожарной безопасности" устанавливается при соблюдении норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования и процессов выполнения организацией - исполнителем ремонта ремонтных, сварочных и огнеопасных работ.
406. Оценка "не соответствует требованиям правил пожарной безопасности" должна устанавливаться в случае невыполнения любого мероприятия по устранению нарушений норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и отремонтированного оборудования.
При получении оценки "не соответствует требованиям правил пожарной безопасности" отремонтированное оборудование не может быть допущено к эксплуатации.
407. Особенности организации технического обслуживания и ремонта воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше (далее - ВЛ 35 кВ и выше) должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Перечень работ по техническому обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше, и сроки их проведения приведены в приложении N 76 к настоящим Правилам.
Работы, указанные в приложении N 76 к настоящим Правилам, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики могут выполняться дистанционными методами.
Результаты измерений и осмотров ВЛ 35 кВ и выше, должны вноситься в листки осмотра, выявленные дефекты, в том числе факты нарушения установленных охранных зон объектов электросетевого хозяйства, фиксируются в журнале дефектов.
Рекомендуемый образец журнала дефектов, в который следует вносить неисправности ВЛ 35 кВ и выше, приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Периодичность проведения капитального ремонта ВЛ должна устанавливаться в соответствии с ПТЭ.
Капитальный ремонт ВЛ 35 кВ и выше может производиться поэтапно на отдельных участках, элементах ВЛ.
Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте ВЛ напряжением 35 кВ и выше, приведен в приложении N 78 к настоящим Правилам.
Перспективный план капитального ремонта ВЛ 35 кВ и выше должен содержать следующие сведения:
протяженность ВЛ (по цепям);
год ввода в эксплуатацию ВЛ;
год последнего капитального ремонта;
объемы работ (или протяженности отремонтированных участков) по планируемым годам проведения ремонта.
Рекомендуемый образец перспективного плана капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше приведен в приложении N 79 к настоящим Правилам.
Годовой график капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше должен содержать следующие сведения:
протяженность ремонтируемого участка ВЛ (по цепям);
наименование работ;
плановые и фактические показатели капитального ремонта с помесячной разбивкой.
Рекомендуемый образец годового графика капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше приведен в приложении N 80 к настоящим Правилам. Работы на ВЛ 35 кВ и выше, выполненные с заменой элементов, фиксируются в технических паспортах ВЛ.
408. Особенности организации технического обслуживания и ремонта ВЛ, ТП, секционирующих пунктов (далее - СП) и распределительных пунктов (далее - РП) электрических сетей напряжением 0,38 - 20 кВ (далее - ВЛ и оборудование ПС 0,38 - 20 кВ) должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Перечень работ по техническому обслуживанию ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ и сроки их проведения приведены в приложениях N 81 и N 82 к настоящим Правилам.
Неисправности и дефекты, обнаруженные при проведении осмотров ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ, включая и выявленные предыдущими осмотрами, но не устраненные, записываются лицом, производящим осмотр, в листок осмотра. Отмеченные в листке осмотра неисправности должны вноситься в журнал дефектов. Рекомендуемый образец журнала дефектов, в который следует вносить неисправности ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ, приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Периодичность проведения капитального ремонта ВЛ 0,38 - 20 кВ должна устанавливаться в соответствии с ПТЭ, периодичность проведения капитального ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ - должна устанавливаться субъектом электроэнергетики.
Перечень работ типового капитального ремонта ВЛ напряжением 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 83 к настоящим Правилам.
Перечень работ типового капитального ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 84 к настоящим Правилам.
Рекомендуемый образец перспективного плана капитального ремонта ВЛ напряжением 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 79 к настоящим Правилам.
Перспективные планы капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ должны содержать следующие сведения:
тип оборудования;
год ввода в эксплуатацию;
год последнего капитального (среднего) ремонта;
планируемые года вывода в ремонт оборудования ПС.
Рекомендуемый образец перспективного плана капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 89 к настоящим Правилам.
Годовые графики капитального ремонта ВЛ 0,38 - 20 кВ и выше и годовые графики капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ должны составляться на основании результатов осмотров, измерений, с учетом перспективного плана капитального ремонта.
Рекомендуемый образец годового графика капитального ремонта ВЛ 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 80 к настоящим Правилам.
Годовые графики капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ должны содержать следующие сведения:
тип оборудования;
вид ремонта;
год последнего капитального (среднего) ремонта;
планируемое время начала и окончания ремонта;
исполнитель работ.
Рекомендуемый образец годового графика капитального (среднего) ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 90 к настоящим Правилам.
До начала производства ремонтных работ субъект электроэнергетики должен обеспечить отключение соответствующего электрооборудования, на котором предусматривается выполнение работ. О планируемых отключениях субъект электроэнергетики предварительно уведомляет потребителей, смежных субъектов электроэнергетики и иных заинтересованных лиц с учетом требований Правил вывода в ремонт и Правил полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2012 N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2017, N 36, ст. 5441).
Работы на ВЛ, ТП, СП или РП, связанные с заменой или установкой нового оборудования, фиксируются в технических паспортах ВЛ, ТП, СП или РП.
409. Особенности организации технического обслуживания и ремонта оборудования ПС 35 кВ и выше должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Перечень работ по техническому обслуживанию оборудования ПС 35 кВ и выше, а также сроки их проведения приведены в приложении N 85 к настоящим Правилам.
Выявленные при осмотрах дефекты оборудования ПС 35 кВ и выше заносятся в журнал дефектов, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Результаты испытаний, измерений, контроля, опробования должны оформляться в виде протоколов и фиксироваться в ремонтной документации.
Периодичность ремонта оборудования ПС 35 кВ и выше приведена в приложении N 86 к настоящим Правилам.
Текущий ремонт трансформаторов 35 кВ и выше включает наружный осмотр и устранение следующих дефектов, поддающихся ликвидации на месте: чистка изоляторов и бака, доливка масла, смена сорбента в фильтрах, подтяжка болтовых контактов, проверка (замена) подшипников двигателей системы охлаждения, отбор проб масла, прогонка устройств регулирования под нагрузкой (далее - РПН), переключения без возбуждения (далее - ПБВ), проведение измерений, испытаний, опробование стационарных систем пожаротушения.
Текущий ремонт коммутационных аппаратов ПС 35 кВ и выше 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 его доливку, опробование включения и отключения и другие работы, предусмотренные изготовителем оборудования.
В перспективном плане капитального (среднего) ремонта оборудования ПС должны указываться сроки ремонта силовых трансформаторов (автотрансформаторов), реакторов, синхронных компенсаторов, высоковольтных выключателей на напряжение 35 кВ и выше согласно приложению N 89 к настоящим Правилам.
Годовой график капитального (среднего) ремонта оборудования ПС должен составляться на основе перспективного плана, результатов испытаний и осмотров оборудования и сооружений, требований ЛНА субъекта электроэнергетики, изготовителей оборудования. Рекомендуемый образец годового графика капитального (среднего) ремонта оборудования ПС приведен в приложении N 90 к настоящим Правилам.
При приемке оборудования из ремонта комиссия должна оценить техническую документацию, протоколы испытаний, измерений. При приемке из ремонта трансформаторов 35 кВ и выше представляется ведомость параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора), рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 16 к настоящим Правилам; при приемке синхронных компенсаторов - ведомость параметров технического состояния синхронного компенсатора (шунтирующего реактора), рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 15 к настоящим Правилам.
410. Капитальный ремонт ЛЭП, а также капитальный и средний оборудования ПС могут осуществляться по их техническому состоянию.
411. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию ЛЭП и оборудования ПС допускается в случае, если субъект электроэнергетики:
утвердил ЛНА, устанавливающие периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять фактическое техническое состояние ЛЭП и оборудования ПС и его изменение в период до следующего выполнения контроля;
обладает системой контроля технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, установленную ЛНА субъекта электроэнергетики, включающую совокупность технических средств контроля и диагностирования технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, исполнителей и объектов контроля, взаимодействующих по правилам и требованиям, установленным в соответствующей нормативной документации.
При выполнении указанных в настоящем пункте условий решение о применении организации ремонта по техническому состоянию оборудования должно приниматься:
для каждой единицы основного оборудования ПС напряжением 35 кВ и выше (силовые трансформаторы (автотрансформаторы), реакторы, высоковольтные выключатели) комиссией, состав которой должен определяться субъектом электроэнергетики;
по ЛЭП и остальным видам оборудования ПС - техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
412. Контроль параметров технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, ремонт которого следует осуществлять по техническому состоянию, должен осуществляться в соответствии с документами, указанными в пункте 411 настоящих Правил.
413. Диагностирование технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, предусмотренное пунктом 411 настоящих Правил, должно осуществляться, в период текущего ремонта оборудования ПС и во время технического обслуживания ЛЭП и оборудования ПС. Планирование текущего ремонта и технического обслуживания должно осуществляться в соответствии с требованиями пунктов 387 - 390 настоящих Правил.
Планирование ремонта ЛЭП и оборудования ПС по техническому состоянию следует выполнять по результатам контроля технического состояния.
414. Подготовка к ремонту по техническому состоянию, его производство, приемка из ремонта и оценка качества должна осуществляться в соответствии с требованиями пунктов 391 - 406 настоящих Правил.
415. Особенности организации технического обслуживания и ремонта кабельных линий электропередачи (далее - КЛ) должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил. Перечень работ по техническому обслуживанию КЛ приведен в приложении N 91 к настоящим Правилам.
Результаты обходов и осмотров КЛ и сооружений регистрируются в журнале обходов и осмотров, а выявленные дефекты на трассах КЛ следует вносить в журнал дефектов, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 77 к настоящим Правилам.
Ремонт КЛ по техническому состоянию следует производить в порядке, предусмотренном пунктами 410 - 414 настоящих Правил.
416. Организация технического обслуживания планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта зданий и сооружений электрических сетей должна осуществляться в соответствии с требованиями пунктов 150 - 196 настоящих Правил.
VII. Требования к организации технического обслуживания
устройств РЗА
417. Субъекты электроэнергетики для каждого объекта электроэнергетики должны разработать перспективные планы технического обслуживания устройств РЗА.
418. Техническое обслуживание устройств РЗА должно проводиться в соответствии с годовыми и месячными графиками технического обслуживания устройств РЗА.
419. Техническое обслуживание устройств РЗА следует выполнять службами РЗА субъекта электроэнергетики или организацией - исполнителем работ.
Если техническое обслуживание проводилось организацией - исполнителем работ, то ввод в работу устройств РЗА должен производиться после приемки их службой РЗА субъекта электроэнергетики. При этом приемка должна производиться с участием представителя организации - исполнителя работ, проводившего техническое обслуживание.
420. Дополнительные особенности организации технического обслуживания устройств РЗА должны устанавливаться иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, устанавливающими требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, в том числе требования к РЗА (включая противоаварийную и режимную автоматику, информационно-технологическую инфраструктуру РЗА в электроэнергетической системе, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и оперативно-технологического управления).
VIII. Требования к организации технического обслуживания
и ремонта СДТУ, устройств сигнализации, СИ
421. При организации и проведении ТОиР СДТУ субъекты электроэнергетики должны обеспечить выполнение следующих требований:
обеспечение устойчивого функционирования СДТУ при заданном качестве и эксплуатационной надежности (коэффициент неготовности и время восстановления СДТУ должны быть существенно меньше, чем коэффициент неготовности и время восстановления основного оборудования энергообъекта);
поддержание исправного состояния СДТУ;
обеспечение готовности СДТУ после ремонта до момента завершения ремонта основного технологического оборудования объекта электроэнергетики;
анализ проводимых плановых и неплановых ремонтно-настроечных работ;
регулярная оценка технического состояния СДТУ;
формирование и ведение базы данных для решения задач технического обслуживания СДТУ;
поддержание в актуальном состоянии технических паспортов СДТУ;
ведение учета СИ СДТУ и представление их в поверку и калибровку в соответствии с графиками, составленными субъектом электроэнергетики;
реализация мер по обеспечению информационной безопасности;
организация взаимодействия технологической сети связи энергосистемы с сетью связи общего пользования;
организация взаимодействия при проведении ТОиР с субъектами оперативно-диспетчерского управления и другими субъектами электроэнергетики.
422. Субъектами электроэнергетики должны применяться следующие виды технического обслуживания СДТУ:
плановое техническое обслуживание (далее - ПТО), выполняемое через временные интервалы согласно утвержденному графику, направленное на предупреждение возможности появления отказа или ухудшения функционирования СДТУ;
оперативное техническое обслуживание (далее - ОТО), выполняемое после обнаружения неработоспособности системы и направленное на устранение неисправностей в целях полного восстановления функционирования СДТУ.
ПТО СДТУ следует выполнять в сроки согласно утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики графику, составленному с учетом годового графика ремонта СДТУ.
Техническое обслуживание СДТУ должно производиться субъектами электроэнергетики в соответствии с инструкциями по эксплуатации СДТУ.
423. Для организации технического обслуживания СДТУ субъекты электроэнергетики должны обеспечить выполнение следующих мероприятий:
установление состава работ по ПТО и их периодичности в соответствии с требованиями технической документации;
разработка годовых и месячных графиков ПТО с согласованием их с субъектом оперативно-диспетчерского управления, в диспетчерском управлении или ведении которого находится оборудование СДТУ;
назначение лиц, ответственных за выполнение работ по техническому обслуживанию СДТУ;
внедрение системы контроля сроков проведения и полноты выполнения объемов работ;
оформление журналов технического обслуживания СДТУ, в которые следует вносить сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.
424. Проведение ПТО СДТУ должно включать:
плановые измерения рабочих характеристик;
ремонтно-настроечные работы;
плановую замену компонентов аппаратуры;
оформление результатов ПТО СДТУ.
425. Проведение ОТО СДТУ должно включать:
круглосуточный мониторинг технического состояния СДТУ централизованными автоматизированными системами управления и мониторинга;
выполнение операций по контролю технического состояния в соответствии с инструкциями по эксплуатации;
операции управления и переключения на резервные СДТУ при обнаружении неисправности;
проведение работ по обнаружению и устранению причин неисправностей каналов связи;
регистрацию отказов в работе каналов связи, выявленных причин повреждений и принятых мер по устранению;
вывод каналов связи из эксплуатации для проведения ПТО;
приемка каналов связи в эксплуатацию после проведения ПТО;
неотложные (ремонтно-восстановительные) работы длительностью не более одной рабочей смены.
426. В период проведения ОТО субъектами электроэнергетики принимаются меры по восстановлению исправного состояния СДТУ при фиксации системами объективного контроля снижения контролируемых параметров технического состояния СДТУ, указанных в приложении N 92 к настоящим Правилам. Дефекты и повреждения элементов СДТУ и регламент проведения их контроля указаны в приложении N 93 к настоящим Правилам.
427. По результатам ПТО субъекты электроэнергетики должны оформить протокол с указанием заключения о соответствии СДТУ требованиям нормативной и технической документации. СДТУ, несоответсвующие требованиям нормативной и технической документации, выводятся в ремонт с учетом положений Правил вывода в ремонт.
428. На основании результатов оценки технического состояния СДТУ субъектом электроэнергетики должно приниматься одно из следующих решений:
о дальнейшей эксплуатации оборудования и продлении его срока службы с организацией ремонта или технического обслуживания;
о замене СДТУ.
Такая оценка должна проводиться субъектами электроэнергетики ежегодно в срок, обеспечивающий согласование графиков технического обслуживания и ремонта, в соответствии с Правилами вывода в ремонт.
Видами ремонта, которые должны применяться субъектами электроэнергетики в отношении СДТУ, являются текущий ремонт и капитальный ремонт.
Для выполнения капитального или текущего ремонта СДТУ субъект электроэнергетики за 10 дней до начала ремонта должен составить ведомость дефектов.
Интервал времени или наработка между плановыми капитальными ремонтами должны быть не более значения наработки до отказа (между отказами), указанной в техническом паспорте СДТУ организаций - изготовителей СДТУ.
429. Годовые графики технического обслуживания и ремонта СДТУ утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики. Графики технического обслуживания и ремонта СДТУ, находящихся в диспетчерском ведении или управлении субъекта оперативно-диспетчерского управления, должны быть согласованы субъектом электроэнергетики с субъектом оперативно-диспетчерского управления в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.
430. Периодичность, объем, и сроки работ по ремонту СДТУ субъекты электроэнергетики должны устанавливать в ЛНА. Планирование ремонта СДТУ должно включать в себя разработку:
годовых и месячных графиков ремонта;
перспективных графиков ремонта.
431. Вывод в ремонт СДТУ, находящегося в диспетчерском ведении или управлении субъекта оперативно-диспетчерского управления, в том числе в случае аварийного отключения, должен оформляться диспетчерской заявкой в соответствии с требованиями субъекта оперативно-диспетчерского управления.
432. Работы по ремонту СДТУ должны производиться по технологическим картам, ППР и другой ремонтной документации.
Технологические карты содержат описание условия и последовательность проведения работ, защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент.
Проект производства ремонтных работ определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения, порядок обеспечения материально-техническими и кадровыми ресурсами, а также требованиями к безопасности по охране труда.
При проведении дополнительных работ или в случае, когда выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики должен определить срок и порядок проведения дополнительных работ или устранения указанных дефектов.
433. Дефекты и отказы СДТУ, которые не могут быть устранены в порядке ОТО, должны устраняться в ходе непланового ремонта. Вывод оборудования в неплановый ремонт должен производиться без предварительного назначения по аварийной заявке с учетом требований пункта 425 настоящих Правил.
При проведении непланового ремонта заменяются (или восстанавливаются) только те элементы, которые явились причиной отказа, аварии.
434. В течение одного года с момента истечения проектных сроков службы СДТУ субъектам электроэнергетики необходимо разработать график перспективной замены или модернизации СДТУ на 10 лет, при проведении которых должны решаться следующие задачи:
расширение функциональных возможностей СДТУ;
увеличение пропускной способности, повышение качества и надежности каналов связи;
повышение эксплуатационной надежности и повышение безопасности работы.
435. По усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики создается резервный фонд запасных частей, комплектующих, материалов и в целом СДТУ, который используется при проведении ТОиР.
436. Требования к организации ремонта СДТУ по техническому состоянию должны устанавливаться требованиями настоящего пункта настоящих Правил.
По техническому состоянию СДТУ допускается проведение ремонта, осуществляемого по результатам контроля технического состояния СДТУ в период проведения ПТО и ОТО.
Проведение текущего и капитального ремонта СДТУ по техническому состоянию должно выполняться при соблюдении следующих условий:
а) субъектом электроэнергетики разработан и утвержден ЛНА, устанавливающий периодичность, методы, нормы, объемы и технические средства контроля за техническим состоянием СДТУ;
б) внедрена автоматизированная система контроля технического состояния СДТУ в соответствии с указанной выше методикой;
в) СДТУ эксплуатируется до истечения проектного срока службы;
г) соблюдаются требования по срокам и объемам ПТО и ОТО, установленные пунктами 421 - 427 настоящих Правил.
Вывод СДТУ в ремонт по техническому состоянию следует выполнять в порядке, установленном пунктом 431 настоящих Правил.
После окончания ремонта по техническому состоянию должна производиться проверка параметров СДТУ на соответствие нормативной и технической документации. Результаты проверки фиксируются протоколом измерений.
437. Требования по техническому обслуживанию и ремонту линий связи СДТУ должны устанавливаться настоящим пунктом настоящих Правил.
Техническое обслуживание линий связи СДТУ должно проводиться с целью поддержания их исправного состояния.
При проведении работ по ПТО контролируются свойства, показатели, параметры и характеристики линий связи СДТУ, перечисленные в приложении N 92 к настоящим Правилам.
Ремонт линий связи СДТУ должен проводиться с целью восстановления их работоспособного состояния на начальном этапе, а в дальнейшем - с целью восстановления их исправного состояния и выполняться в следующем порядке:
перестройкой технологической сети связи энергосистемы операциями обходов и замен и оперативными указаниями системы оперативно-технического управления с использованием резервных, подменных и временно не задействованных трактов и каналов передачи;
автоматическим переключением в резерв или другим вариантам, осуществляемым технологической сетью связи энергосистемы в централизованных автоматизированных системах обслуживания;
применением подвижных средств и гибких кабельных вставок;
заменой или устранением неисправностей аппаратуры систем передачи и оборудования линейно-кабельных сооружений.
Об изменении состояния, перестройке технологической сети связи энергосистемы технический персонал узлов связи должен немедленно сообщить своему непосредственному руководителю.
Для цифровых СДТУ сообщения об изменении технического состояния, о перестройке технологической сети связи энергосистемы и ее восстановлении должны автоматически регистрироваться в программно-аппаратных комплексах и оформляться персоналом в порядке, установленном техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
Для аналоговых СДТУ сообщения об изменении состояния и восстановлении технологической сети связи энергосистемы, а также действия технического персонала по устранению неисправностей отражается в оперативном журнале и в журнале дефектов оборудования СДТУ.
Организация планирования, подготовки и производства ремонта линий связи СДТУ должна осуществляться субъектами электроэнергетики в соответствии с пунктами 428 - 433 настоящих Правил.
438. Требования к организации работ по восстановлению технического состояния линий связи СДТУ определены настоящим пунктом настоящих Правил.
Работы по восстановлению линий связи СДТУ организуются немедленно после выявления повреждения и должны проводиться непрерывно до его устранения.
Действия по устранению повреждений линий связи СДТУ должны осуществляться персоналом субъекта электроэнергетики в соответствии с Регламентом оперативного взаимодействия при эксплуатации СДТУ субъекта электроэнергетики с субъектом оперативно-диспетчерского управления, согласованным техническим руководителем субъекта электроэнергетики и субъектом оперативно-диспетчерского управления.
После устранения неисправности технический персонал должен провести измерения электрических параметров восстановленных линий связи СДТУ и убедиться, что они соответствуют требованиям действующих нормативных правовых актов.
Неисправности оборудования выявляются в течение 4 часов с момента получения заявки или обнаружения неисправности оборудования от субъекта электроэнергетики. Неисправности, не связанные с заменой оборудования, должны устраняться в течение 1 часа с момента прибытия технического персонала на объект электроэнергетики. Вышедшее из строя оборудование подлежит замене в течение 2 часов с момента определения неисправности.
Допускается изменение времени восстановления линии связи СДТУ, если при этом не изменяется результирующее значение коэффициента готовности.
439. Приемку СДТУ из капитального ремонта должна производить комиссия по приемке, состав которой определяется субъектом электроэнергетики.
При приемке оборудования из ремонта комиссия по приемке должна провести оценку качества выполненных ремонтных работ и отремонтированных СДТУ.
440. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна проводиться на основании приемки СДТУ из ремонта. Оценка качества выполненных ремонтных работ должна устанавливаться каждой организации - исполнителю ремонта в пределах выполненного ей объема ремонта.
Качеству выполненных ремонтных работ должна устанавливаться одна из следующих оценок:
отлично;
хорошо;
удовлетворительно;
неудовлетворительно.
Оценка "отлично" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в пункте 441 настоящих Правил.
Оценка "хорошо" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 441 настоящих Правил, и выполнении более половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по восьмой пункта 441 настоящих Правил.
Оценка "удовлетворительно" должна устанавливаться при выполнении всех требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 441 настоящих Правил, и выполнении менее половины любых требований, указанных в абзацах с шестого по восьмой пункта 441 настоящих Правил.
Оценка "неудовлетворительно" должна устанавливаться при невыполнении одного или более требований, указанных в абзацах со второго по пятый пункта 441 настоящих Правил, вне зависимости от выполнения требований, указанных в абзацах с шестого по восьмой пункта 441 настоящих Правил.
441. Требования к оценке качества выполненных ремонтных работ:
выполнение согласованной ведомости объема ремонта, уточненной по результатам дефектации;
выполнение требований нормативной и технической документации;
соответствие выполненных технологических операций, включая контрольные, требованиям технологической документации;
отсутствие отказов в работе в течение 30 суток по окончании ремонта;
наличие комплекта ремонтной документации;
проведение входного контроля используемых при ремонте материалов и запасных частей;
отсутствие нарушений правил охраны труда, норм и требований пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.
442. Оценка качества отремонтированных СДТУ должна устанавливаться по результатам оценки технического состояния СДТУ.
Техническое состояние СДТУ оценивается балльным методом. Порядок оценки технического состояния СДТУ, критерии технического состояния отдельных элементов СДТУ и балльные оценки приведены в приложении N 94 к настоящим Правилам.
Пример оценки технического состояния элемента СДТУ (кабельной линии) приведен в примечании к приложению N 94 к настоящим Правилам.
Результаты оценки технического состояния заносятся в технические паспорта СДТУ.
Приложение N 1
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
РЕМОНТНЫЙ ЦИКЛ, ВИДЫ, ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ
РЕМОНТА ЭНЕРГОБЛОКОВ 150 - 1200 МВТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Таблица 1
|
Энергоблоки 150 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТГМ-94 (открытая компоновка)
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
13 + 8
|
18 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
49 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
18 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
51 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
18 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
54 + 8
|
Таблица 2
|
Энергоблоки 140 - 160 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь, газ
Тип котлов - ТП-92, ПК-38, ПК-24, ТП-240
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
13 + 8
|
24 + 8
|
13 + 8
|
42 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
24 + 8
|
13 + 8
|
46 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
24 + 8
|
13 + 8
|
54 + 8
|
Таблица 3
|
Энергоблоки 200 - 215 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТГ-104, ПК-33, ПК-47, ТМ-104, ТП-108, ТПЕ-208, ТГМП-206
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
44 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
48 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
56 + 8
|
Таблица 4
|
Энергоблоки 200 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ до 75%, мазут и уголь - свыше 25%
Тип котлов - все типы котлов
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
44 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
48 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
56 + 8
|
Таблица 5
|
Энергоблоки 200 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь
Тип котлов - ПК-33, ПК-40, ТП-108, ТПЕ-208, ТПЕ-214, ТПЕ-215, ТПЕ-216. БКЗ-640. БКЗ-670
нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
|
||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
44 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
48 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
56 + 8
|
Таблица 6
|
Энергоблоки 200 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь
Тип котлов - ПК-40-1
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
13 + 8
|
27 + 8
|
13 + 8
|
56 + 8
|
Таблица 7
|
Энергоблоки 300 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ПК-41, ТГМП-114, ТГМП-314, ТГМП-314А, ТГМП-324
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
51 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
58 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
68 + 8
|
Таблица 8
|
Энергоблоки 300 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ до 70%, мазут - свыше 30%
Тип котлов - газомазутные
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
51 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
58 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
68 + 8
|
Таблица 9
|
Энергоблок 310 МВт не серийный
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - П-74
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 9
|
16 + 9
|
27 + 9
|
16 + 9
|
16 + 9
|
59 + 9
|
16 + 9
|
16 + 9
|
27 + 9
|
16 + 9
|
16 + 9
|
71 + 9
|
16 + 9
|
16 + 9
|
27 + 9
|
16 + 9
|
16 + 9
|
82 + 9
|
Таблица 10
|
Энергоблоки 300 МВт
Вид сжигаемого топлива - мазут
Тип котлов - газо-мазутные
нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
|
||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 8
|
24 + 8
|
16 + 8
|
49 + 8
|
16 + 8
|
24 + 8
|
16 + 8
|
53 + 8
|
16 + 8
|
24 + 8
|
16 + 8
|
65 + 8
|
Таблица 11
|
Энергоблоки 300 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь
Тип котлов - ПК-39, П-50, П-59, ТПП-110, ТПП-210. ТПП-210А
нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
|
||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
18 + 9
|
27 + 9
|
18 + 9
|
50 + 9
|
18 + 9
|
27 + 9
|
18 + 9
|
55 + 9
|
18 + 9
|
27 + 9
|
18 + 9
|
60 + 9
|
Таблица 12
|
Энергоблоки 325 - 330 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - все типы
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
51 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
58 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
68 + 8
|
Таблица 13
|
Энергоблоки 500 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь
Тип котлов - П-57, П-49
нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
|
||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
20 + 10
|
40 + 10
|
20 + 10
|
62 + 10
|
20 + 10
|
40 + 10
|
20 + 10
|
70 + 10
|
20 + 10
|
40 + 10
|
20 + 10
|
83 + 10
|
Таблица 14
|
Энергоблоки 800 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТГМП-204
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
20 + 10
|
20 + 10
|
37 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
62 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
37 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
71 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
37 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
78 + 10
|
Таблица 15
|
Энергоблоки 800 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ до 70%, мазут - свыше 30%
Тип котлов - ТГМП-204
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
20 + 10
|
20 + 10
|
37 + 10
|
20 + 10
|
62 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
37 + 10
|
20 + 10
|
71 + 10
|
20 + 10
|
20 + 10
|
37 + 10
|
20 + 10
|
78 + 10
|
Таблица 16
|
Энергоблоки 800 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь
Тип котлов - П-67
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
64 + 12
|
64 + 12
|
86 + 12
|
64 + 12
|
64 + 12
|
114 + 12
|
64 + 12
|
64 + 12
|
86 + 12
|
64 + 12
|
64 + 12
|
121 + 12
|
64 + 12
|
64 + 12
|
86 + 12
|
64 + 12
|
64 + 12
|
133 + 12
|
Таблица 17
|
Энергоблоки 1200 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТГМП-1202
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
24 + 12
|
24 + 12
|
45 + 12
|
24 + 12
|
72 + 12
|
24 + 12
|
24 + 12
|
45 + 12
|
24 + 12
|
78 + 12
|
24 + 12
|
24 + 12
|
45 + 12
|
24 + 12
|
84 + 12
|
Таблица 18
|
Энергоблоки 180 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТГ-104, ТПЕ-215, ТПГЕ-215, ТГМЕ-206
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность
ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
44 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
48 + 8
|
13 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
56 + 8
|
Таблица 19
|
Энергоблоки 180 МВт
Вид сжигаемого топлива - уголь
Тип котлов - ТПЕ-214, ТПЕ-215
нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
|
||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
44 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
48 + 8
|
13 + 8
|
25 + 8
|
13 + 8
|
56 + 8
|
Таблица 20
|
Энергоблоки 250 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТПП-210А, ТГМП-314Ц, ТГМП-314П
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
51 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
58 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
25 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
68 + 8
|
Таблица 21
|
Энергоблоки 250 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ
Тип котлов - ТГМП-344А
нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
|
||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
16 + 8
|
16 + 8
|
32 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
69 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
32 + 8
|
16 + 8
|
16 + 8
|
78 + 8
|
Таблица 22
|
Энергоблоки 250 МВт
Вид сжигаемого топлива - газ до 75%, уголь и мазут - свыше 25%
Тип котлов - ТПП-210А
нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов
расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
|
|||||||||||||||
|
Год ремонтного цикла
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
Вид ремонта
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К1Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К2Т2
|
Т1Т2
|
Т1Т2
|
СТ2
|
Т1Т2
|
К3Т2
|
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
18 + 9
|
18 + 9
|
27 + 9
|
18 + 9
|
58 + 9
|
18 + 9
|
18 + 9
|
27 + 9
|
18 + 9
|
62 + 9
|
18 + 9
|
18 + 9
|
27 + 9
|
18 + 9
|
69 + 9
|
Примечание:
В таблицах настоящего Приложения 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.
Приложение N 2
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
НОРМЫ
ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ И ПЕРИОДИЧНОСТИ ПЛАНОВОГО РЕМОНТА
ЭНЕРГОУСТАНОВОК ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
С ПОПЕРЕЧНЫМИ СВЯЗЯМИ
Таблица 1. Нормы продолжительности планового ремонта и периодичности планового капитального ремонта паровых котлов, топливо - уголь
|
Давление пара, МПа (кгс/см2)
|
Паропроизводительность, т/ч
|
Периодичность капитального ремонта, лет
|
Нормативный межремонтный ресурс, часов
|
Вид ремонта
Т - текущий
С - средний
К - капитальный
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
||||||
|
в году проведения капитального ремонта
|
в году проведения среднего ремонта
|
в году проведения только текущего ремонта
|
|||||||||
|
в капитальном ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
в среднем ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
||||||
|
До 6,5 (65) включительно
|
До 35 включительно
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
16
|
6
|
22
|
6
|
6
|
12
|
9
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Свыше 35 до 100 включительно
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
18
|
7
|
25
|
7
|
7
|
14
|
11
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Св. 100 до 150 включительно
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
20
|
8
|
28
|
8
|
8
|
16
|
12
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Св. 150 до 200 включительно
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
23
|
9
|
32
|
9
|
9
|
18
|
14
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
Св. 70 до 120 включительно
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
23
|
9
|
32
|
9
|
9
|
18
|
14
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
150 - 170
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
25
|
11
|
36
|
10
|
9
|
19
|
16
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
200 - 300
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
33
|
13
|
46
|
13
|
13
|
26
|
20
|
|
14 (140)
|
210
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
35
|
14
|
49
|
15
|
13
|
28
|
22
|
|
14 (140)
|
320
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
38
|
16
|
54
|
17
|
14
|
31
|
24
|
|
10 - 11 (100 - 110)
|
420 - 430
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
40
|
16
|
56
|
18
|
16
|
34
|
24
|
|
14 (140)
15 (150)
|
400 - 420
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
44
|
18
|
62
|
20
|
18
|
38
|
27
|
|
14 (140)
|
480 - 500
|
4
|
27200
|
Т-СТ-Т-КТ
|
46
|
20
|
66
|
24
|
20
|
44
|
30
|
Таблица 2. Нормы периодичности и продолжительности планового ремонта паровых котлов при сжигании мазута свыше 30%
|
Давление пара, МПа (кгс/см2)
|
Паропроизводительность, т/ч
|
Периодичность капитального ремонта, лет
|
Нормативный межремонтный ресурс, часов
|
Вид ремонта
Т - текущий
С - средний
К - капитальный
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
||||||
|
в году проведения капитального ремонта
|
в году проведения среднего ремонта
|
в году проведения только текущего ремонта
|
|||||||||
|
в капитальном ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
в среднем ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
||||||
|
До 6,5 (65) включительно
|
До 35 включительно
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
14
|
6
|
20
|
7
|
6
|
13
|
9
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Свыше 35 до 100 включительно
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
16
|
7
|
23
|
7
|
7
|
14
|
11
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Св. 100 до 150 вкл.
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
18
|
8
|
26
|
8
|
8
|
16
|
12
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Св. 150 до 200 вкл.
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
21
|
8
|
27
|
8
|
8
|
16
|
12
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
Св. 70 до 120 вкл.
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
21
|
8
|
29
|
8
|
8
|
16
|
12
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
150 - 170
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
23
|
10
|
33
|
10
|
10
|
20
|
16
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
200 - 300
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
30
|
12
|
42
|
12
|
12
|
24
|
18
|
|
14 (140)
|
320
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
34
|
14
|
48
|
15
|
14
|
29
|
20
|
|
10 - 11 (100 - 110)
|
420 - 430
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
36
|
14
|
50
|
16
|
14
|
30
|
10
|
|
14 (140)
15 (150)
|
400 - 420
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
40
|
16
|
56
|
18
|
16
|
34
|
22
|
|
14 (140)
|
480 - 500
|
5
|
34000
|
Т-Т-СТ-Т-КТ
|
42
|
18
|
60
|
22
|
18
|
40
|
24
|
Таблица 3. Нормы продолжительности планового ремонта и периодичности планового капитального ремонта паровых котлов, топливо - газ
|
Давление пара, МПа (кгс/см2)
|
Паропроизводительность, т/ч
|
Периодичность капитального ремонта, лет
|
Нормативный межремонтный ресурс, часов
|
Вид ремонта
Т - текущий
С - средний
К - капитальный
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
||||||
|
в году проведения капитального ремонта
|
в году проведения среднего ремонта
|
в году проведения только текущего ремонта
|
|||||||||
|
в капитальном ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
в среднем ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
||||||
|
До 6,5 (65) включительно
|
До 35 вкл.
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
14
|
6
|
20
|
7
|
6
|
13
|
9
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Свыше 35 до 100 включительно
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
16
|
6
|
22
|
7
|
6
|
13
|
10
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Свыше 100 до 150 включительно
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
18
|
6
|
24
|
8
|
6
|
14
|
10
|
|
До 6,5 (65) включительно
|
Свыше 150 до 200 включительно
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
20
|
6
|
26
|
8
|
6
|
14
|
12
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
Свыше 70 до 120 включительно
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
20
|
8
|
28
|
10
|
8
|
18
|
14
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
150 - 170
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
22
|
8
|
30
|
10
|
8
|
18
|
14
|
|
Свыше 6,5 (65) до 12,5 (125) включительно
|
200 - 300
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
28
|
10
|
38
|
12
|
10
|
22
|
16
|
|
14 (140)
|
210
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
30
|
10
|
40
|
14
|
10
|
24
|
16
|
|
14 (140)
|
320
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
33
|
11
|
44
|
14
|
11
|
25
|
17
|
|
10 - 11 (100 - 110)
|
420 - 430
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
34
|
11
|
45
|
16
|
11
|
27
|
17
|
|
14 (140)
15 (150)
|
400 - 420
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
39
|
12
|
56
|
16
|
12
|
28
|
24
|
|
14 (140)
|
480 - 500
|
6
|
40800
|
Т-Т-СТ-Т-Т-КТ
|
41
|
12
|
59
|
20
|
12
|
32
|
21
|
Таблица 4. Нормы периодичности и продолжительности планового ремонта паровых турбин
|
Тип турбины
|
Давление пара, МПа (кгс/см2)
|
Мощность, МВт
|
Периодичность капитального ремонта, лет
|
Нормативный межремонтный ресурс, часов
|
Вид ремонта
Т - текущий
С - средний
К - капитальный
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
||||||
|
в году проведения капитального ремонта
|
в году проведения среднего ремонта
|
В году проведения только текущего ремонта
|
||||||||||
|
в капитальном ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
в среднем ремонте
|
в текущем ремонте
|
всего
|
|||||||
|
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые
|
6,5 (65)
|
до 12
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
12
|
-
|
12
|
-
|
-
|
-
|
4
|
|
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые
|
до 6,5 (65)
|
до 12
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
13
|
-
|
13
|
-
|
-
|
-
|
4
|
|
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые
|
до 6,5 (65)
|
13 - 15
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
16
|
-
|
16
|
-
|
-
|
-
|
5
|
|
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые
|
до 6,5 (65)
|
13 - 24
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
18
|
-
|
18
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые
|
до 6,5 (65)
|
26 - 50
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
21
|
-
|
21
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые
|
до 6,5 (65)
|
26 - 50
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
23
|
-
|
23
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые
|
до 6,5 (65)
|
51 - 100
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
25
|
-
|
25
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
Турбины с противодавлением
|
до 6,5 (65)
|
до 12
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
12
|
-
|
12
|
-
|
-
|
-
|
4
|
|
ПТ-12-90/10
|
9 (90)
|
12
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
18
|
-
|
18
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
К-25-90
|
9 (90)
|
25
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
23
|
-
|
23
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
ПТ-25/90/10
|
9 (90)
|
25
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
25
|
-
|
25
|
-
|
-
|
-
|
8
|
|
Р-12-90/13
Р-12-90/18
Р-12-90/31
|
9 (90)
|
12
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
18
|
-
|
18
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
Р-25-90/18
Р-25-90/31
|
9 (90)
|
25
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
27
|
-
|
27
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
ПР-25-90/10/09
|
9 (90)
|
25
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
27
|
-
|
27
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
К-50-90
|
9 (90)
|
50
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
26
|
-
|
26
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
К-100-90
|
9 (90)
|
100
|
5
|
34000
|
Т-Т-С-Т-К
|
31
|
-
|
31
|
12
|
-
|
12
|
9
|
|
ПТ-60/75-90/13
|
9 (90)
|
60
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
31
|
-
|
31
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
Для паровых турбин, введенных в эксплуатацию до 1991 года
|
||||||||||||
|
Т-50/60-130
|
13 (130)
|
50
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
35
|
-
|
35
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
ПТ-50/60-130/7
|
13 (130)
|
50
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
35
|
-
|
35
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
Р-40-130/31
|
13 (130)
|
40
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
23
|
-
|
23
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
Р-50-130/13
|
13(130)
|
50
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
25
|
-
|
25
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
ПТ-60/75-130/13
|
13 (130)
|
60
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
36
|
-
|
36
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
ПТ-80/100-130/13
|
13 (130)
|
80
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
36
|
-
|
36
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
Т-100/120-130/15
|
13 (130)
|
100
|
5
|
34000
|
Т-Т-С-Т-К
|
40
|
-
|
40
|
16
|
-
|
16
|
8
|
|
ПР-25-90/10/09
|
9 (90)
|
25
|
5
|
34000
|
Т-Т-Т-Т-К
|
27
|
-
|
27
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
Р-100-130/15
|
13 (130)
|
100
|
5
|
34000
|
Т-Т-С-Т-К
|
29
|
-
|
29
|
16
|
-
|
16
|
8
|
|
ПТ-135/165-130/15
|
13 (130)
|
135
|
5
|
34000
|
Т-Т-С-Т-К
|
38
|
-
|
38
|
16
|
-
|
16
|
8
|
|
Т-175/210-130
|
13 (130)
|
175
|
5
|
34000
|
Т-Т-С-Т-К
|
42
|
-
|
42
|
17
|
-
|
17
|
9
|
|
Для паровых турбин, введенных в эксплуатацию после 1991 года
|
||||||||||||
|
Т-50/60-130
|
13 (130)
|
50
|
6
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
35
|
-
|
35
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
ПТ-50/60-130/7
|
13 (130)
|
50
|
6
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
35
|
-
|
35
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
Р-40-130/31
|
13 (130)
|
40
|
6
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
23
|
-
|
23
|
-
|
-
|
-
|
6
|
|
Р-50-130/13
|
13 (130)
|
50
|
6
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
25
|
-
|
25
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
ПТ-60/75-130/13
|
13 (130)
|
60
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
36
|
-
|
36
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
|
ПТ-80/100-130/13
|
13 (130)
|
80
|
6
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
36
|
-
|
36
|
-
|
-
|
-
|
9
|
|
Т-100/120-130/15
|
13 (130)
|
100
|
6
|
40800
|
Т-Т-С-Т-Т-К
|
40
|
-
|
40
|
16
|
-
|
16
|
8
|
|
ПР-25-90/10/09
|
9 (90)
|
25
|
6
|
40800
|
Т-Т-Т-Т-Т-К
|
27
|
-
|
27
|
-
|
-
|
-
|
7
|
|
Р-100-130/15
|
13 (130)
|
100
|
6
|
40800
|
Т-Т-С-Т-Т-К
|
29
|
-
|
29
|
16
|
-
|
16
|
8
|
|
ПТ-135/165-130/15
|
13 (130)
|
135
|
6
|
40800
|
Т-Т-С-Т-Т-К
|
38
|
-
|
38
|
16
|
-
|
16
|
8
|
|
Т-175/210-130
|
13 (130)
|
175
|
6
|
40800
|
Т-Т-С-Т-Т-К
|
42
|
-
|
42
|
17
|
-
|
17
|
9
|
Примечание:
1. Продолжительность ремонта установлена в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни;
2. Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте, разрабатывается субъектом электроэнергетики самостоятельно;
3. Нормы продолжительности ремонта паровых котлов, приведенные в таблице 1, установлены для условий сжигания пылеугольного топлива с содержанием золы до 35% при средней абразивности.
К приведенным нормам продолжительности ремонта применяются следующие коэффициенты: при сжигании пылеугольного топлива с зольностью выше 35% и (или) высокой абразивности - 1,2; при сжигании сланцев - 1,4;
4. Для текущего ремонта приведена их годовая (суммарная) продолжительность;
5. Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов производится в те же сроки, что и паровых турбин;
6. Периодичность, продолжительность, объемы и перечень технического обслуживания и видов планового ремонта газотурбинных установок устанавливается в соответствии с регламентами изготовителей.
Таблица 5. Нормы продолжительности планового ремонта трансформаторов
|
Класс напряжения, кВ
|
Мощность трансформатора, кВА
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
|
|
в капитальном ремонте
|
в текущем ремонте
|
||
|
До 35
|
До 4000
|
6
|
2
|
|
4001 - 10000
|
8
|
2
|
|
|
10001 - 16000
|
9
|
2
|
|
|
16001 - 25000
|
14
|
2
|
|
|
25001 - 40000
|
18
|
3
|
|
|
40001 - 80000
|
22
|
3
|
|
|
110 - 150
|
До 16000
|
14
|
2
|
|
16001 - 25000
|
18
|
2
|
|
|
25001 - 40000
|
22
|
3
|
|
|
40001 - 80000
|
26
|
3
|
|
|
80001 - 160000
|
30
|
4
|
|
|
160001 - 250000
|
34
|
4
|
|
|
250001 - 400000
|
38
|
5
|
|
|
220
|
До 25000
|
22
|
3
|
|
25001 - 40000
|
26
|
3
|
|
|
40001 - 80000
|
30
|
3
|
|
|
80001 - 160000
|
34
|
4
|
|
|
160001 - 250000
|
38
|
7
|
|
|
250001 - 400000
|
42
|
8
|
|
|
400001 - 630000
|
46
|
8
|
|
|
330
|
До 80000
|
34
|
5
|
|
80001 - 160000
|
38
|
6
|
|
|
160001 - 250000
|
42
|
8
|
|
|
330
|
250001 - 400000
|
46
|
9
|
|
400001 - 630000
|
50
|
9
|
|
|
Свыше 630000
|
54
|
11
|
|
|
500
|
До 80000
|
38
|
8
|
|
80001 - 160000
|
42
|
9
|
|
|
160001 - 250000
|
46
|
10
|
|
|
250001 - 400000
|
50
|
11
|
|
|
400001 - 630000
|
54
|
12
|
|
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;
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 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.
Таблица 6. Нормы продолжительности планового ремонта синхронных компенсаторов
|
Мощность компенсатора, МВА
|
Продолжительность ремонта, календарные сутки
|
||
|
в капитальном ремонте
|
в текущем ремонте
|
||
|
с выводом ротора
|
без вывода ротора
|
||
|
До 6 включительно
|
9
|
4
|
4
|
|
Св. 6 до 10 включительно
|
12
|
6
|
4
|
|
15
|
15
|
8
|
4
|
|
30
|
20
|
9
|
5
|
|
37,5 (с водородным охлаждением)
|
25
|
6
|
6
|
|
50 (с водородным охлаждением)
|
30
|
12
|
6
|
|
75 (с водородным охлаждением)
|
35
|
12
|
7
|
|
100 (с водородным охлаждением)
|
40
|
12
|
7
|
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 нормативных и технических документов.
Приложение N 3
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ПЛАН
РЕМОНТА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
УТВЕРЖДАЮ
_______________________________________
должность технического руководителя
_______________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
____________ ________________________
подпись инициалы, фамилия
________
дата
Перспективный план ремонта основного оборудования
____________________________________ на период с _______ по ____ г.
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
|
Год, месяц вывода в ремонт
|
Станционный N энергоблока, энергоустановки
|
Мощность, МВт; паропроизводительность, т/ч
|
Вид ремонта (капитальный, средний, текущий)
|
Продолжительность ремонта, сутки
|
Перечень сверхтиповых работ
|
Дата завершения предыдущего капитального ремонта/технического освидетельствования
|
Наработка, час
|
||
|
с начала эксплуатации на 01.01. планируемого года
|
от последнего капитального ремонта на 01.01. планируемого года
|
нормативная между капитальными ремонтами
|
|||||||
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
|
Всего по электростанции
|
|||||||||
___________________________________________________________________________
должность технического руководителя обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики (электростанции)
_______________ _________________________________________________________
подпись инициалы, фамилия дата
Приложение N 4
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ПЛАН
КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И РЕМОНТА ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
УТВЕРЖДАЮ
_______________________________________
должность технического руководителя
_______________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
____________ ________________________
подпись инициалы, фамилия
________
дата
Перспективный план
контроля технического состояния и ремонта основного оборудования
____________________________________ на период с _______ по ____ г.
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
|
Год, месяц вывода в ремонт или проведение контроля
|
Станционный N энергоблока, энергоустановки
|
Мощность, МВт; паропроизводительность, т/ч
|
Вид ремонта (капитальный, средний, текущий) или контроля
|
Продолжительность ремонта или контроля сутки
|
Дата завершения предыдущего капитального ремонта/технического освидетельствования или контроля
|
Наработка, час
|
||
|
с начала эксплуатации на 01.01. планируемого года
|
от последнего капитального ремонта на 01.01. планируемого года
|
нормативная между капитальными ремонтами или контролем
|
||||||
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
Всего по электростанции
|
||||||||
___________________________________________________________________________
должность технического руководителя обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики (электростанции)
_______________ _________________________________________________________
подпись инициалы, фамилия дата
Приложение N 5
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ГОДОВОЙ ГРАФИК
РЕМОНТА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
УТВЕРЖДАЮ
_______________________________________
должность технического руководителя
_______________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
____________ ________________________
подпись инициалы, фамилия
________
дата
Годовой график ремонта _________________________________ на ____ г.
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
|
Наименование оборудования, тип
|
Станционный номер
|
Мощность, МВт; паропроизводительность, т/ч
|
Снижение мощности, МВт
|
Вид ремонта <*> (КР, СР, ТР, КОН, РЕК, ИСП, ВПр)
|
Планируемое время ремонта
|
Перечень сверхтиповых работ
|
Дата завершения предыдущего капитального ремонта
|
Наработка, час
|
Примечание
|
||
|
Начало, дата
|
Окончание, дата
|
от последнего капитального ремонта на 01.01 планируемого года
|
Нормативная между капитальными ремонтами
|
||||||||
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
--------------------------------
<*> КР - капитальный ремонт; СР - средний ремонт; ТР - текущий ремонт;
КОН - консервация; РЕК - реконструкция; ИСП - испытания; ВПР - вынужденный.
___________________________________________________________________________
должность технического руководителя обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики (электростанции)
_______________ _________________________________________________________
подпись инициалы, фамилия дата
Приложение N 6
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ГОДОВОЙ ГРАФИК
КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И РЕМОНТА
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
УТВЕРЖДАЮ
_______________________________________
должность технического руководителя
_______________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
____________ ________________________
подпись инициалы, фамилия
________
дата
Годовой график контроля технического состояния
и ремонта основного оборудования
________________________________________________________ на ____ г.
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
|
Наименование оборудования, тип
|
Станционный номер
|
Мощность, МВт; паропроизводительность, т/ч
|
Снижение мощности, МВт
|
Вид ремонта <*> (КР, СР, ТР) или контроль
|
Планируемое время проведения ремонта или контроля
|
Дата завершения предыдущего ремонта или контроля
|
Наработка, час
|
Примечание
|
||
|
Начало, дата
|
Окончание, дата
|
от последнего капитального ремонта на 01.01 планируемого года
|
Нормативная
|
|||||||
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
--------------------------------
<*> КР - капитальный ремонт; СР - средний ремонт; ТР - текущий ремонт.
___________________________________________________________________________
должность технического руководителя обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики (электростанции)
_______________ _________________________________________________________
подпись инициалы, дата
Приложение N 7
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
ПЕРЕЧЕНЬ
ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ, ВКЛЮЧАЕМЫХ
В ПЕРСПЕКТИВНЫЙ И ГОДОВОЙ ПЛАН ПОДГОТОВКИ К РЕМОНТУ
УСТАНОВКИ И ОБОРУДОВАНИЯ
1. В перспективный план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:
разработка организационно-технических мероприятий, обеспечивающих достижение контрольных технико-экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений, установленных в перспективном плане ремонта;
разработка стандартов генерирующей компании, устанавливающих нормы и требования по ремонту оборудования, зданий и сооружений, организации ремонтной деятельности;
разработка организационно-технических мероприятий по обеспечению соответствия отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и процессов ремонта нормам и требованиям технических регламентов, стандартов генерирующей компании;
проведение аудита ремонтной деятельности электростанций и разработка на основе его результатов организационно-технических мероприятий по повышению эффективности действующей системы ТОиР;
проведение технического аудита для оценки фактического технического состояния оборудования энергоблоков и энергоустановок, зданий и сооружений;
определение по результатам технического аудита уровней надежности и оценки рисков эксплуатации с целью уточнения перечня и объемов ремонтных работ и сроков их выполнения, установленных в перспективном плане ремонта;
разработка регламентов (организационных схем) организации выполнения срочных ремонтных работ в дневное время; срочных ремонтных работ в вечернее и ночное время; ремонтных работ, проводимых без останова энергоблока или энергоустановки;
разработка программ испытаний оборудования, обследований зданий и сооружений до и после ремонта или определение возможности и целесообразности;
разработка необходимой нормативной, технической, технологической, организационной и справочно-информационной документации по ремонту с привлечением, при необходимости, конструкторско-технологических и ремонтных организаций;
разработка или уточнение ранее разработанных графиков выполнения ремонтных работ по номенклатуре и объемам работ, предусматриваемых перспективным планом ремонта;
разработка или уточнение планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков в главном корпусе и по территории электростанции;
разработка или уточнение проектов механизации ремонтных работ, приобретение 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 или уточнение планов размещения рабочих мест на ремонтных площадках и оснащения их недостающими постами энергоснабжения (кислородом, ацетиленом, пропан-бутаном, сжатым воздухом, электрическими разводками для электросварки, термообработки и привода механизмов и инструмента);
расширение действующих или организация новых (временных) производственных мощностей для ремонтных бригад в главном корпусе и вспомогательных объектах тепловых электрических станций;
расширение при необходимости служебных и бытовых помещений, мастерских, инструментальных кладовых.
2. В годовой план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:
уточнение перечня и сроков исполнения организационно-технических мероприятий, включенных в перспективный план подготовки ремонта;
распределение плановой величины затрат на ремонт по отдельным видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям;
определение уточненной номенклатуры и объемов потребности в материально-технических ресурсах для выполнения ремонта и модернизации отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;
определение уточненной потребности в трудовых ресурсах для выполнения ремонта отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;
распределение перечня и объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и привлекаемыми к выполнению ремонта организациями - исполнителями ремонта.
проведение предремонтных испытаний оборудования, обследований зданий и сооружений для уточнения их фактического технического состояния и соответственно перечня и объемов планируемых ремонтных работ;
организация и проведение конкурентных процедур на выполнение работ по ремонту оборудования, зданий и сооружений организациями - исполнителями ремонта;
организация и проведение конкурентных процедур на поставку оборудования, запасных частей и материалов для выполнения годовой программы ремонта;
уточнение ранее разработанной конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемым перечнем и объемом ремонтных работ;
привязка типовой ремонтной документации к условиям выполнения ремонта на электростанции;
разработка технической документации и последующее изготовление ремонтной оснастки и приспособлений, необходимых для выполнения работ, предусмотренных годовым графиком ремонта.
3. В план подготовки к ремонту конкретного энергоблока (энергоустановки), здания и сооружения рекомендуется включать следующие организационно-технические мероприятия:
уточнение номенклатуры и количества оборудования, запасных частей и материалов в соответствии с утвержденной ведомостью объема ремонта и соответственно уточнение, при необходимости, договоров на поставку материально-технических ресурсов;
проведение входного контроля 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 электростанции не может обеспечить необходимой обработки;
проверка состояния производственных, служебных, санитарно-бытовых и складских помещений, предоставляемых персоналу организаций - исполнителей ремонта;
проверка технического состояния (при необходимости проведение ремонта) грузоподъемных средств, технологической оснастки, средств механизации, постов энергоносителей, проведение освидетельствования грузоподъемных механизмов и оборудования, подведомственных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору;
организация на ремонтных площадках рабочих мест, дополнительного освещения и постов энергоносителей;
уточнение конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемым перечнем и объемами ремонтных работ, плановой производительностью ремонта;
уточнение планов размещения узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков;
формирование в необходимом количестве форм организационно-технических документов, включая ремонтные формуляры, технологические карты контроля, измерений, протоколы, акты;
формирование перечня, объемов и сроков проведения подготовительных работ;
организация изготовления запасных частей и деталей оборудования, приобретение которых не предусмотрено договорами поставки материально-технических ресурсов и договорами с привлекаемыми организациями - исполнителями ремонта;
проверка готовности к выполнению ремонта привлеченных ремонтных организаций;
проверка наличия необходимых для выполнения ремонта материально-технических ресурсов;
организация и проведение мероприятий по обеспечению при выполнении ремонта требований промышленной и экологической безопасности, охраны труда и пожарной безопасности;
организация работы комиссии по проверке готовности электростанции к выполнению ремонта;
установление состава комиссий по приемке оборудования, зданий и сооружений из ремонта.
4. Рекомендуемый образец перспективного плана подготовки к ремонтам приведен в приложении N 8 к настоящим Правилам.
Годовой план подготовки к ремонтам и план подготовки к ремонту энергоблока (энергоустановки) составляются по аналогичному рекомендуемому образцу со следующими изменениями:
изменяется заголовок плана;
план подготовки к ремонту энергоблока (энергоустановки) подписывается ответственным исполнителем и утверждается техническим руководителем электростанции.
Приложение N 8
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ПЕРСПЕКТИВНЫЙ (ГОДОВОЙ) ПЛАН ПОДГОТОВКИ К РЕМОНТУ
УТВЕРЖДАЮ
_______________________________________
должность технического руководителя
_______________________________________
наименование субъекта электроэнергетики
____________ ________________________
подпись инициалы, фамилия
________
дата
Перспективный (годовой) план подготовки к ремонту на _________ годы
___________________________________________________________________
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
|
N п/п
|
Наименование организационно-технического мероприятия
|
Подразделение исполнитель
|
Стоимость исполнения мероприятия, тыс. руб.
|
Сроки исполнения
|
Промежуточные сроки контроля исполнения
|
Примечание
|
|
|
начало
|
окончание
|
||||||
___________________________________________________________________________
должность технического руководителя обособленного подразделения
субъекта электроэнергетики (электростанции)
_______________ _________________________________________________________
подпись инициалы, фамилия дата
Приложение N 9
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ
ПЛАНИРУЕМЫХ РАБОТ ПО РЕМОНТУ УСТАНОВОК И ОБОРУДОВАНИЯ
УТВЕРЖДАЮ
____________________________________
наименование обособленного
подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции) ___________________________________
должность технического руководителя
__________ ____________________
подпись инициалы, фамилия
__________
дата
ВЕДОМОСТЬ
планируемых работ по _________________ ремонту
вид ремонта
___________________ установки (оборудования) станционный N ________
наименование
Срок ремонта с __________ по __________
|
Наименование и обозначение оборудования
|
Наименование сборочных единиц (узлов), перечень планируемых работ <*>
|
Объем планируемых работ
|
Подразделение исполнителя работ (электростанции или организации - исполнителя ремонта)
|
|
|
единица измерения
|
количество
|
|||
Руководитель _________________________________ __________________________
(наименование эксплуатационного подпись, инициалы, фамилия
подразделения электростанции)
Руководитель _________________________________ __________________________
(наименование подразделения подпись, инициалы, фамилия
электростанции исполнителя работ)
Руководитель _________________________________ __________________________
(наименование подразделения подпись, инициалы, фамилия
организации - исполнителя ремонта)
--------------------------------
<*> По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы.
Приложение N 10
к правилам организации технического
обслуживания и ремонта объектов
электроэнергетики, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 25.10.2017 N 1013
(рекомендуемый образец)
ВЕДОМОСТЬ
параметров технического состояния котельной установки
__________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
станционный N __________________, с паровым котлом
типа _______________, завод _________________________,
заводской N ____ год пуска в эксплуатацию ____________
Котельная установка находилась в _____________ ремонте
(вид ремонта)
с __________ 20__ г. до __________ 20__ г.
|
N п/п
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Значения
|
Нормативный документ, регламентирующий параметр
|
Причины несоответствия значения после ремонта нормативному
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
норматив
|
до ремонта
|
после ремонта
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
1.
|
Паропроизводительность приведенная к номинальным параметрам
|
т/ч
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
2.
|
Температура перегретого пара
|
°C
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
3.
|
Температура пара промперегрева
|
°C
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
4.
|
Присосы холодного воздуха в топку
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
5.
|
Присосы в газоходы на участке "за конвективным пароперегревателем - за дымососом"
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
6.
|
Присосы холодного воздуха в систему пылеприготовления
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
7.
|
Присосы в золоуловители
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
8.
|
Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов (далее - ДС) нитка "А", "Б"
|
кгс/м2
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
9.
|
Степень открытия направляющих аппаратов ДС, нитка "А", "Б"
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
10.
|
Степень открытия направляющего аппарата дутьевого вентилятора (далее - ДВ), нитка "А", "Б"
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
11.
|
Температура уходящих газов за ДС, нитка "А", "Б"
|
°C
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
12.
|
Потери тепла с уходящими газами, q2
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
13.
|
Потери тепла с механическим недожогом, q4
|
%
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
14.
|
Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление топлива
|
кВт * ч/т
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
15.
|
Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье
|
кВт * ч/т пара
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
16.
|
Содержание в дымовых газах NOx за ДС (при обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики, утвержденным приказом Минэнерго России от 25.10.2017 N 1013 (рекомендуемый образец) ВЕДОМОСТЬ
параметров технического состояния паротурбинной установки
__________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
станционный N ___________________ с турбиной типа (фирма) _________
заводской N ____, год выпуска ____________, год пуска
в эксплуатацию ___________________.
Паротурбинная установка находилась в _____________ ремонте
(вид ремонта)
с __________ 20__ г. до __________ 20__ г.
Представитель обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции):
___________ ___________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
___________ ___________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 12 (рекомендуемый образец) ВЕДОМОСТЬ
параметров технического состояния котла-утилизатора
__________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
станционный N __________________,
типа _______________, завод _________________________,
заводской N ____ год пуска в эксплуатацию ____________
Котел-утилизатор (далее - КУ) находился в _____________ ремонте
(вид ремонта)
с __________ 20__ г. до __________ 20__ г.
Представитель обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции):
___________ ___________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
___________ ___________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 13 (рекомендуемый образец) ВЕДОМОСТЬ
параметров технического состояния газовой турбины
__________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
станционный N __________________,
типа _______________, завод _________________________,
заводской N ____ год пуска в эксплуатацию ____________
Газовая турбина находилась в _____________ ремонте
(вид ремонта)
с __________ 20__ г. до __________ 20__ г.
Представитель обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции):
___________ ___________________________________
подпись инициалы, фамилия
Руководитель ремонта:
___________ ___________________________________
подпись инициалы, фамилия
Приложение N 14 (рекомендуемый образец) ВЕДОМОСТЬ
параметров технического состояния турбогенератора
__________________________________________________________________,
наименование обособленного подразделения субъекта
электроэнергетики (электростанции)
станционный N __________________ тип _________________
завод (фирма) ______________ год пуска в эксплуатацию ____
Турбогенератор находился в _____________ ремонте
(вид ремонта)
с __________ 20__ г. до __________ 20__ г.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||