РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"

 

ПРАВИЛА

ОРГАНИЗАЦИИ

ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ,

ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

 

СО 34.04.181-2003

 

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом "Центральное конструкторское бюро Энергоремонт"

ИСПОЛНИТЕЛИ Ю.В. ТРОФИМОВ, В.М. КАРЛИНЕР, И.Г. БАРГ, Е.А. РИВИН, В.П. ОСОЛОВСКИЙ, Л.И. АЛЬБЕРТИНСКИЙ, Ю.В. РАЕВСКИЙ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), Е.Н. ГОРЕВ (ОАО РАО «ЕЭС России»)

СОГЛАСОВАНО ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Председатель Правления В.К. ПАУЛИ 03.10.2003

Департамент Генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей ОАО РАО «ЕЭС России» Начальник И.Ш. ЗАГРЕТДИНОВ 15.10.2003

Департамент технического перевооружения и совершенствования ремонта ОАО РАО «ЕЭС России» Начальник А.А. РОМАНОВ 10.11.2003

Департамент электрических станций ОАО РАО «ЕЭС России» Начальник А.А. ВАГНЕР 17.12.2003

ОАО «Федеральная сетевая компания ЕЭС» Заместитель Председателя Правления В.А. ВАСИЛЬЕВ 04.09.2003

УТВЕРЖДЕНО ОАО РАО "ЕЭС России" Заместитель Председателя Правления В.П. ВОРОНИН 25.12.2003

ВЗАМЕН РДПр 34-38-030-92

 

Настоящий документ устанавливает основные правила организации технического обслуживания и ремонта (ТОиР) основных производственных фондов тепловых и гидравлических электростанций, тепловых и электрических сетей, требования к порядку планирования и финансирования ТОиР, требования к подготовке и производству ремонта, приемке из ремонта, к оценке качества отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и выполненных ремонтных работ.

Правила организации ТОиР оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей (далее Правила) рекомендуются к применению электростанциями, предприятиями тепловых и электрических сетей, управляющими, генерирующими и сетевыми компаниями, а также всеми предприятиями и организациями, привлекаемыми к планированию, подготовке, организации и производству ремонтных работ, разработке технической документации на ремонт оборудования, зданий и сооружений.

Правила разработаны на основе действующих "Правил технической эксплуатации электростанций и сетей Российской Федерации" (ПТЭ) с учетом передового опыта ремонта основных производственных фондов энергопредприятий, а также происходящего углубления и расширения рыночных отношений в электроэнергетике.

Основные термины и их определения, используемые в Правилах, приведены в приложении 1.

СОДЕРЖАНИЕ

1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

1.1 Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, тепловой автоматики и средств измерений, релейной защиты и электроавтоматики, производственных зданий и технологических сооружений возлагается на тепловые и гидравлические электростанции, предприятия тепловых и электрических сетей*.

* - В дальнейшем тексте именуются: технологическое оборудование, тепловая автоматика и средства измерения, релейная защита и электроавтоматика - оборудованием, производственные здания и технологические сооружения - зданиями и сооружениями, тепловые и гидравлические электростанции - электростанциями, тепловые и электрические сети - сетями, электростанции и предприятия сетей -энергопредприятиями.

При этом энергопредприятия несут ответственность за:

- техническое состояние оборудования, зданий и сооружений;

- планирование и подготовку ТОиР;

- обеспечение ТОиР финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами;

- выполнение необходимых объемов работ по ТОиР, обеспечивающих надежность и эффективность эксплуатации;

- качество отремонтированного оборудования, зданий и сооружений,сроки и качество выполненных работ по ТОиР.

1.2 Структура организации ТОиР энергопредприятия должна обеспечивать системное и эффективное решение задач поддержания основных производственных фондов в исправном состоянии при оптимальных затратах на ТОиР, что может быть наиболее эффективно достигнуто за счет:

- структурной реорганизации действующей системы управления ТОиР, базирующейся на разделении труда и технической ответственности соответствующих специалистов и работников подразделений энергопредприятия за планирование, подготовку производства, финансовое и материально-техническое обеспечение ТОиР и их исполнение;

- создания интегрированной автоматизированной системы управления ТОиР, базирующейся на систематизированном подходе к выполнению работ по ТОиР так, чтобы их выполнение могло быть прослежено и, следовательно, заранее спланировано и всесторонне подготовлено;

-создания системы контроля ТОиР на стадиях подготовки, планирования, обеспечения, исполнения, контроля и анализа полученных результатов.

1.3 Для реализации вышеизложенного энергопредприятия обеспечивают:

- систематизированный учет объектов ТОиР - энергоустановок и входящих в них единиц оборудования, зданий, сооружений, сетей - и планомерный контроль технического состояния этих объектов;

- использование для идентификации энергопредприятий, объектов ТОиР, ремонтных работ, поставщиков и подрядчиков ремонтных работ, других объектов учета, относящихся к энергоремонтному производству, общероссийских и отраслевых классификаторов, информационное сопровождение и обновление которых производится из единого отраслевого информационного центра;

- использование для обмена классификационными, нормативными, плановыми и отчетными данными по ТОиР унифицированных макетов обмена данными, устанавливаемыми в автоматизированной системе «Энергоремонт»;

- своевременное и качественное перспективное, годовое и оперативное планирование и подготовку технического обслуживания, капитальных, средних и текущих ремонтов оборудования, зданий и сооружений, формирование номенклатуры и объемов ремонтных работ;

рациональное сочетание планово-предупредительных ремонтов и ремонтов по техническому состоянию (ремонт по техническому состоянию- это ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяются техническим состоянием оборудования, зданий и сооружений);

- финансирование ТОиР, формирование договорных цен, разработку проектно-сметной документации на ремонт;

-организацию и проведение конкурсных торгов на выполнение ремонтных работ подрядными предприятиями и организациями, а также на поставку материально-технических ресурсов для ремонта;

- установление объективных функциональных связей между подразделениями и специалистами, позволяющих всей системе управления энергопредприятия оперативно реагировать на производственные возмущения любого масштаба и функционировать при этом в нормальном (обычном) ритме, как в период подготовки, так и в процессе выполнения ремонтных работ;

- необходимые условия для выполнения работ по ТОиР при обязательной тщательной организационно-технической подготовке и необходимом материально-техническом и трудовом обеспечении;

- координацию и управление производством ремонтных работ, приемку из ремонта и оценку качества;

- создание базы данных о выполненных плановых и неплановых ремонтных работах, использованных ресурсах с идентификацией во времени в течение жизненного цикла объекта, сопоставление результатов ремонтных воздействий с понесенными затратами;

- учет и анализ повреждаемости оборудования, эффективности управления энергоремонтом и разработку на этой основе мероприятий по повышению надежности и эффективности эксплуатации оборудования;

- осуществление непрерывности процесса планирования, организационно-технической подготовки и выполнения ремонтных работ;

- организацию работы специалистов в условиях функционирования автоматизированной системы управления производственно-хозяйственной деятельностью энергопредприятия по ремонту основных производственных фондов с использованием локальной сети персональных ЭВМ с организацией автоматизированных мест пользователей и с использованием корпоративной вычислительной сети;

- создание и использование в ремонтной деятельности минимально необходимого и достаточного документооборота, обязательного для применения, как собственным ремонтным персоналом энергопредприятия, так и привлекаемыми к выполнению ремонтных работ подрядными ремонтными предприятиями и организациями;

- все производственные процессы ТОиР необходимыми и обоснованными нормативами и нормами и управление ими;

- создание методической расчетной базы для осуществления рационального и экономного использования трудовых, материальных и финансовых ресурсов,

- высокое качество выполняемых ремонтных работ;

- анализ и сопоставление полученных результатов ТОиР с понесенными затратами и выработку организационно-технических мероприятий по повышению эффективности ТОиР и снижению издержек ремонтного производства.

1.4 Организационная структура управления электростанцией для выполнения функций по ТОиР, установленных в 1.3, должна включать специально сформированные подразделения:

- отдел планирования и подготовки ремонта, основные функции которого приведены в приложении 2;

- ремонтные бригады и участки, как правило, в эксплуатационных цехах - владельцах оборудования;

- выполнение функций по ТОиР, установленных в 1.3 применительно к объектам электрических сетей, осуществляется производственными службами и отделами, предусмотренными действующими организационными структурами предприятий электрических сетей.

1.5. На крупных электростанциях с ежегодным объемом ремонтных работ 100 млн. рублей и более (в ценах по состоянию на 01.01.03 г.) целесообразно выделение из отдела планирования и подготовки ремонта функций координации ремонтов, контроля качества и конструкторско-технологического обеспечения в самостоятельные подразделения:

- отдел координации и управления производством ТОиР;

- отдел (группа) контроля качества ремонтных работ и отремонтированного оборудования;

- отдел (группа) конструкторско-технологического обеспечения ТОиР.

1.6 Исполнение функций по ТОиР подразделениями энергопредприятия, руководящими работниками, ведущими специалистами и другим персоналом должно регламентироваться в полном объеме и с необходимой детализацией в организационных документах - положениях о подразделениях, должностных инструкциях и др.

1.7. Для эффективного взаимодействия подразделений по ТоиР целесообразно их объединение в единую службу ТОиР электростанции, которую должен возглавлять один из руководителей верхнего уровня администрации электростанции.

1.8. Для выполнения ремонтов оборудования, зданий и сооружений энергопредприятия привлекают подрядные предприятия и организации - участников рынка услуг по ремонту, как правило, на основании результатов конкурсных торгов.

Энергопредприятие должно рекомендовать предприятиям и организациям, привлекаемым для выполнения работ по ТОиР, в предконтрактный период провести сертификацию в системе «ЭНСЕРТИКО» в соответствии с информационным письмом РАО «ЕЭС России» № ЯУ-5000 от 26.08.2003.

Электростанция строит свои отношения с подрядным предприятием (организацией) в соответствии с договором, который составляется с учетом требований настоящих Правил и СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002).

Подрядные предприятия и организации - исполнители ремонта являются ответственными за сроки и качество выполняемых ремонтных работ в согласованных объемах в соответствии с договором.

1.9 Непосредственную координацию производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий по ТОиР оборудования, зданий и сооружений, тепловых и электрических сетей осуществляют генерирующие, управляющие и сетевые компании.

1.10 Генерирующие, управляющие и сетевые компании обеспечивают:

- создание на энергопредприятиях оптимальной организационной структуры системы управления ремонтом;

- организацию создания автоматизированной системы управления производственно-хозяйственной деятельностью энергопредприятия по ремонту основных производственных фондов на базе локальной сети персональных ЭВМ;

- рассмотрение представляемых:

а) электростанциями - проектов перспективных и годовых планов ремонта и модернизации оборудования, зданий и сооружений;

б) предприятиями электрических сетей - проектов перспективных и годовых графиков ремонта оборудования электрических сетей;

- согласование планов и графиков ремонта (а и б) с ОАО "СО-ЦДУЕЭС" и его филиалами, в оперативном управлении (ведении) которых находится оборудование, и их утверждение.

Перечень оборудования электростанций, электрических сетей и линий электропередачи, находящихся в оперативном управлении (ведении) ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" и его филиалов, устанавливается ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" и прилагается к договору ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению соответственно с генерирующей, управляющей и сетевой компаниями;

- рассмотрение представляемых энергопредприятиями перспективных и годовых планов подготовки к ремонтам и их утверждение;

- решение вопросов финансирования подготовки и производства ремонтов, предусмотренных перспективными и годовыми планами, а также аварийно-восстановительных работ;

- формирование централизованного запаса важнейших узлов и деталей для ремонта оборудования, координацию его расходования и пополнения;

- формирование централизованного аварийного запаса материально-технических ресурсов для ремонта, координацию его расходования и пополнения;

- организацию обеспечения энергопредприятий техническими средствами диагностирования, контроля и испытаний;

- координацию проведения энергопредприятиями конкурсных торгов на выполнение ремонтных работ подрядными предприятиями и организациями и на поставку материально-технических ресурсов для ремонта;

- контроль выполнения энергопредприятиями планов ремонта оборудования, зданий и сооружений, рациональности использования финансовых и материальных ресурсов;

-организацию разработки нормативных документов по ТОиР, типовой технологической документации на ремонт оборудования;

- организацию и координацию производства заводского ремонта транспортабельного оборудования, восстановления и упрочнения быстро изнашиваемых узлов и деталей оборудования;

- организацию разработки документов по обеспечению качества ремонтных работ и отремонтированного оборудования, зданий и сооружений;

- организацию анализа информации о повреждениях и дефектах оборудования, выявляемых при ТОиР, о его надежности, разработку мероприятий по снижению повреждаемости оборудования, повышению его надежности, ремонтопригодности, в том числе путем его модернизации;

- организацию разработки мероприятий по повышению эффективности системы ТОиР на энергопредприятиях, формирование программы НИОКРпо повышению организационно-технического уровня ТОиР оборудования, зданий и сооружений;,

- организацию подготовки и повышения квалификации персонала ремонтных подразделений энергопредприятий;

- организацию эксплуатации автоматизированной системы «Энергоремонт», других информационных технологий, обеспечивающих автоматизацию обработки и передачи данных при планировании, контроле и анализе проведения ремонтов.

1.11. В период до создания генерирующих, управляющих и сетевых компаний их функции, указанные в 1.10 осуществляют:

- по энергопредприятиям, непосредственно входящим в состав РАО» ЕЭС России" - соответствующие подразделения РАО "ЕЭС России",

- по энергопредприятиям, входящим в состав АО-энерго - АО-энерго.

1.12 Общие положения по финансированию ТОиР оборудования, зданий и сооружений, формированию сметно-технической документации определены в приложении 3.

1.13. При организации, подготовке и выполнении ТОиР должно быть обеспечено соблюдение требований нормативных документов, регламентирующих безопасность труда и пожарную безопасность.

2 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1 Общие положения

Техническое обслуживание и ремонт предусматривает выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной, безопасной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплекс проводимых работ включает:

- техническое обслуживание оборудования;

- плановый ремонт оборудования;

- накопление и изучение опыта эксплуатации и ремонта, установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов;

- применение современных средств диагностирования для контроля и прогнозирования технического состояния оборудования и принятия решения о необходимости ремонта;

- внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом с применением вычислительной техники и информационных технологий;

- внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и прогрессивной технологии;

- широкое внедрение специализации ремонтных работ;

- контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта и контроль качества отремонтированного оборудования;

- своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;

- анализ параметров технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

2.2 Техническое обслуживание оборудования

2.2.1 Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования электростанций состоит в выполнении комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в конструкторских эксплуатационных или нормативных документах, а также необходимость, в которых выявлена по опыту эксплуатации.

Операции по техническому обслуживанию могут проводиться на работающем или остановленном оборудовании, при этом состав работ в обобщенном виде следующий:

- обход по графику и технический осмотр работающего оборудования для контроля его технического состояния и своевременного выявления дефектов;

- контроль технического состояния оборудования с применением внешних средств контроля или диагностирования, включая контроль переносной аппаратурой герметичности, вибрации и др., визуальный и измерительный контроль отдельных сборочных единиц оборудования с частичной, при необходимости, его разборкой;

- замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных фильтров и отстойников, чистка решеток водоочистных сооружений, трубных досок конденсаторов и маслоохладителей;

- осмотр и проверка механизмов управления, подшипников, приводов арматуры, подтяжка сальников, регулировка обдувочных, дробеструйных, газо - и пневмоимпульсных, ультразвуковых и электроимпульсных аппаратов;

- обдувка поверхностей нагрева, устранение зашлакований, присосов, пылений, парений, утечек воды, масла, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок;

- очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала (смазок, масел и т.п.);

- контроль исправности измерительных систем и средств измерений, включая их калибровку;

- наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов;

- проверка (испытания) на исправность (работоспособность) оборудования, выполняемая с выводом оборудования из работы или на работающем оборудовании;

- устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля состояния, проверки (испытаний) на исправность (работоспособность);

- осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве или на консервации, с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.

2.2.2 Периодичность и объем технического обслуживания оборудования и запасных частей, находящихся на хранении на электростанциях, в том числе централизованного запаса, устанавливается электростанциями в соответствии с инструкциями по хранению и консервации оборудования и запасных частей.

2.2.3. На каждой электростанции:

- устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида оборудования с учетом требований завода-изготовителя и условий эксплуатации;

- назначаются ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала электростанции или заключается договор с подрядным предприятием на выполнение этих работ;

- вводится система контроля за своевременным проведением и выполненным объемом работ при техническом обслуживании;

- оформляются журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые должны вноситься сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

Указанные документы должны быть проработаны с персоналом и находиться на рабочих местах.

2.3 Плановый ремонт оборудования

2.3.1 Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса работы деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм и нормативов.

2.3.2 Плановый ремонт предусматривает вывод в ремонт оборудования с учетом требований действующих в отрасли норм и нормативов.

2.3.3 Плановый ремонт подразделяется на следующие виды: капитальный, средний и текущий.

Определение терминов капитальный, средний и текущий ремонты приведены в приложении 1 применительно к следующим объектам ремонта:

- оборудование (котел, турбина, генератор, трансформатор, насос, электродвигатель, дизель, задвижка, прибор и т.п.) как изделие машиностроительного производства;

- установка (котельная, турбинная, генераторная, трансформаторная) как совокупность оборудования, взаимосвязанного в рамках определенной технологической схемы производства, преобразования, передачи, распределения и потребления энергии.'

2.3.4 Вид ремонта установки определяется, как правило, видом ремонта основного оборудования, входящего в установку.

2.3.5 Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличатьсяот вида ремонта основного оборудования установки.

На электростанции должна быть установлена и утверждена номенклатура вспомогательного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого производится:

- в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования;

- в процессе эксплуатации основного оборудования;

- при нахождении в резерве основного оборудования.

2.3.6 Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта основного оборудования устанавливаются в 2.6.

2.3.7 Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта вспомогательного оборудования устанавливаются электростанциями с учетом 2.3.5 и 2.6, исходя из местных условий, при этом периодичность капитального ремонта не должна быть менее 2 лет.

Продолжительность ремонта вспомогательного оборудования также может быть определена по его техническому состоянию после диагностирования оборудования.

В исключительных случаях для вспомогательного оборудования, работающего в условиях интенсивного абразивного износа, периодичность капитального ремонта может быть установлена менее 2 лет.

2.3.8 Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном, среднем и текущем ремонте основного и вспомогательного оборудования блочных ТЭС приведены в нормативах планово-предупредительного ремонта (ППР) энергоблоков 150-800 МВт.

2.3.9 Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте основного и вспомогательного оборудования ТЭС с поперечными связями и ГЭС приведены в приложении 4. Для среднего и текущего ремонтов номенклатура и объем работ разрабатываются электростанцией и утверждаются управляющей (генерирующей) компанией.

2.3.10 Сроки проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования должны быть совмещены, как правило, со сроками проведения плановых ремонтов.

2.4 Специализация в энергоремонтном производстве

2.4.1 Специфика энергоремонта, выражающаяся в технической сложности и большом разнообразии оборудования, производстве ремонта на месте его эксплуатации с определенной периодичностью, использовании при ремонтах значительных финансовых, материальных и трудовых ресурсов требует развития специализации и оптимального распределения номенклатуры и объемов ремонтных работ, выполняемых собственным ремонтным персоналом электростанций и передаваемых для выполнения подрядным предприятиям и организациям - участникам рынка услуг по ремонту.

2.4.2 Специализация и оптимальное распределение номенклатуры и объемов ремонтных работ предусматривает:

1) наличие ремонтных бригад и (или) участков на электростанциях для:

- выполнения технического обслуживания оборудования;

- выполнения работ по устранению дефектов и неисправностей оборудования, возникших в процессе эксплуатации;

- осуществления контроля качества ремонтных работ, выполненных подрядными предприятиями и организациями.

2) наличие подрядных предприятий и организаций - участников рынка услуг по ремонту для выполнения текущих, средних и капитальных ремонтов оборудования и сверхтиповых ремонтных работ.

2.4.3 Рекомендуемые значения соотношения стоимости работ по ремонту основных производственных фондов электростанций, выполняемых собственным персоналом и передаваемых для выполнения подрядными ремонтными предприятиями (организациями) приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

При этом АО-энерго и АО-электростанциям целесообразно и необходимо в процессе реформирования существующей системы ремонтного обслуживания электростанций выполнить следующее:

- привести фактическую долю стоимости ремонтных работ в случае ее превышения в соответствие со значением, приведенным в таблице для условий их выполнения собственным ремонтным персоналом электростанции;

- при значениях фактической доли стоимости ремонтных работ в пределах, установленных в таблице, сохранить существующее соотношение в процессе реформирования системы ремонтного обслуживания.

2.4.4 Создаваемые генерирующие компании в целях повышения эффективности основного бизнеса - производства электрической и тепловой энергии - при формировании организационных схем ремонтного обслуживания, разрабатываемых с учетом региональных особенностей и состава оборудования электростанций, входящих в генерирующие компании, могут уточнять распределение номенклатуры и объемов ремонтных работ, выполняемых собственным персоналом и передаваемых подрядным ремонтным предприятиям (организациям), для снижения, в конечном итоге, ремонтной составляющей тарифа.

2.4.5 Важнейшим направлением специализации в энергоремонте является дальнейшее развитие заводского ремонта транспортабельного оборудования (изделий) или его составных частей на основе прогрессивной технологии и развитой специализации с созданием соответствующего обменного фонда, позволяющего обеспечить переход к агрегатному ремонту энергооборудования.

2.4.6 Заводской ремонт выполняется:

- на электростанциях - в центральной ремонтной мастерской;

- на производственных базах ремонтных предприятий и заводах.

2.4.7 Развитие заводского ремонта на всех уровнях осуществляется по направлениям:

- улучшения использования существующих производственных мощностей за счет специализации и увеличения сменности работы, а также создания новых производственных мощностей с оснащением соответствующим оборудованием;

- расширения объема и номенклатуры ремонта транспортабельных изделий, узлов и деталей;

- создания обменного фонда изделий, узлов и деталей и на этой основе проведение агрегатного ремонта оборудования энергопредприятий;

- восстановления изношенных деталей с одновременным улучшением их эксплуатационных свойств (износостойкость, жаростойкость, жаропрочность и др.) на основе применения новых технологических процессов (наплавка, газотермическое напыление и др.) и материалов.

2.4.8 Организация заводского ремонта отдельных изделий или их составных частей базируется на технико-экономическом обосновании, включающем:

- оценку наличия однотипного оборудования на электростанциях, входящих в состав генерирующих, управляющих компаний для организации специализированных рабочих мест с определенным технологическим ритмом;

- анализ степени взаимозаменяемости изделий и их составных частей и возможность их обезличенного ремонта;

- оценку количества транспортабельного оборудования и его составных частей;

- возможность более полного диагностического обследования оборудования стационарными установками;

- расчет экономической эффективности от ожидаемого снижения трудоемкости ремонта, повышения его качества, сокращения продолжительности ремонта оборудования от применения агрегатного метода ремонта и выравнивания потребности в ремонтном персонале по месяцам года.

2.4.9 Генерирующие и управляющие компании создают обменный фонд агрегатов, узлов и деталей оборудования на электростанциях, устанавливают номенклатуру и нормативы обменного фонда.

2.4.10 Источниками создания обменного фонда изделий и их составных частей являются:

- комплекты, поставляемые вместе с оборудованием;

- запасные части централизованной поставки и собственного изготовления;

- восстановленные изделия, узлы и детали.

2.5 Документация ТОиР

2.5.1 Организация и проведение ТОиР оборудования электростанций производится в соответствии с положениями и требованиями нормативно-технической, технологической и организационно-распорядительной документации.

При ТОиР должны выполняться требования нормативных документов и предписаний Госгортехнадзора и РАО "ЕЭС России", Правил по охране природы, безопасности труда, пожарной безопасности и др., требования эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информационных сообщений и писем заводов-изготовителей оборудования.

2.5.2 Нормативно-техническая и технологическая документация на ТОиР оборудования должна соответствовать требованиям государственных стандартов, нормативных документов Госгортехнадзора, стандартов и руководящих документов, действующих в отрасли, правил, норм и инструкций по безопасности труда.

2.5.3. К нормативно-технической документации относятся действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, методические указания, нормы, правила, инструкции, положения.

Если в НТД приводятся ссылки на другие технические документы, то требования последних обязательны к выполнению при ТОиР.

2.5.4. К технологической документации относятся документы по СО 34-38-445-87 (ОСТ 34-38-445), разработанные в соответствии с государственными стандартами ЕСТД, рекомендациями Госстандарта и отраслевыми руководящими документами.

2.5.5. При ТОиР должны выполняться требования конструкторских эксплуатационных и ремонтных документов по ГОСТ 2.601 и ГОСТ 2.602, поставляемых в комплекте с оборудованием заводами-изготовителями или разрабатываемых организациями отрасли. Комплектность конструкторских ремонтных документов, которые должны разрабатываться заводами-изготовителями и организациями отрасли, - по СО 34-38-447-78 (ОСТ 34-38-447).

2.5.6. Для подготовки и производства ремонта, модернизации или технического перевооружения оборудования энергетических установок разрабатывается проект производства работ (ППР), состоящий из комплекта технических и организационно-распорядительных документов. Факторы, определяющие необходимость разработки ППР, состав документов и правила оформления - по СО 34.20.608-2003 (РД 153-34.0-20.608-2003).

2.5.7. При ремонте оборудования могут использоваться ремонтные чертежи по ГОСТ 2.604. Допускается применение ремонтных эскизов. Ремонтные чертежи и эскизы, передаваемые для выполнения работ и изготовления запасных частей, должны иметь надпись «В производство работ» с подписью главного инженера электростанции.

2.5.8 Разработка документации ТОиР организуется электростанцией и(или) генерирующей (управляющей) компанией с привлечением, при необходимости, по договору конструкторских, конструкторско-технологических организаций и ремонтных предприятий.

2.5.9 При отсутствии нормативно-технической и технологической документации и невозможности ее разработки в необходимые сроки допускается для производства ТОиР использовать рабочую конструкторскую документацию заводов-изготовителей оборудования(чертежи, инструкции и др.), руководящие документы и технологические инструкции общего назначения, разработанные специализированными организациями, а также ранее разработанную ремонтную документацию.

2.5.10. Для обеспечения планирования, подготовки и выполнения ТОиР, учета и отчетности, кроме указанной выше документации, применяется организационно-распорядительная документация: планы, графики, программы, ведомости, протоколы, акты, общероссийские единые отраслевые классификаторы и справочники и др.

2.5.11. Для информационного обеспечения планирования, подготовки и выполнения ТОиР, учета и отчетности применяются регламенты эксплуатации информационных технологий.

2.6 Планирование ремонта оборудования

2.6.1 Планирование ремонта оборудования включает в себя разработку:

- перспективных планов ремонта и модернизации основного оборудования электростанций;

- годовых планов ремонта основного оборудования электростанций;

- годовых и месячных планов ремонта вспомогательного, общестанционного оборудования;

годовых и месячных графиков технического обслуживания оборудования в соответствии с 2.2.3.

Планирование ремонта целесообразно осуществлять в автоматизированном режиме (например, в среде автоматизированной системы (АС) «Энергоремонт», разработанной ОАО «ГВЦ Энергетики»).

2.6.2 Необходимость формирования перспективных планов ремонта энергоблоков и энергоустановок электростанции и соответствующей продолжительности и структуры ремонтных циклов обусловлена необходимостью своевременного планирования финансовых, материальных и трудовых затрат на ремонт, потребностью в координации сроков проведения ремонтов различных энергоблоков и энергоустановок на электростанции, в генерирующей, управляющей компании и в электроэнергетическом комплексе России в целом, а также для учета при формировании плановых балансов электрической энергии и мощности.

2.6.3 Перспективные, годовые и месячные планы ремонтов оборудования должны быть согласованы в установленном порядке с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами, в оперативном управлении (ведении) которых находится оборудование.

Оборудование ТЭС с поперечными связями, энергоблоков (полублоков) мощностью до 160 МВт, а также ГЭС регионального уровня, находится в оперативном ведении СО-РДУ, CO-ОДУ в соответствии с перечнем распределения оборудования по уровню диспетчерского управления, устанавливаемого СО-ОДУ.

Оборудование энергоблоков (полублоков) мощностью 160 МВт и более, а также ГЭС федерального уровня, находится в оперативном ведении СО-РДУ, CO-ОДУ, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в соответствии с перечнем распределения оборудования по уровню диспетчерского управления, устанавливаемого ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

2.6.4 Основой для формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и энергоустановок тепловой электростанции являются:

- прогнозируемая средняя наработка в часах за один календарный год, характеризующая наработку энергоблока или энергоустановки в период от момента проведения расчета до конца ремонтного цикла;

- календарная продолжительность ремонтного цикла энергоблока или энергоустановки, соответствующая интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода энергоблока или энергоустановки в капитальный последующий ремонт;

- нормативный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами в соответствии с приложениями 5 и 6.

2.6.5 Прогнозируемая средняя наработка энергоблока за один полный календарный год определяется на основе планируемых электростанции на пятилетний период по годам заданий по рабочей мощности и выработке электрической энергии.

В случае отсутствия заданий по рабочей мощности и выработке электрической энергии на момент формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и энергоустановок, величина прогнозируемой средней наработки энергоблока или энергоустановки должна быть принята равной средней наработке энергоблока или энергоустановки за один полный календарный год в пятилетний период, предшествующий моменту формирования перспективного плана ремонта.

2.6.6 Календарная продолжительность ремонтного цикла, определяется  нормативным межремонтным ресурсом, между капитальными ремонтами и величиной наработки энергоблока или энергоустановки, в каждом году ремонтного цикла, в соответствии с СО 34.20.601-96 (РД 34.20.601-96) "Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом".

Определяющим при этом является положение, что при исчерпании нормативного межремонтного ресурса энергоблок или энергоустановка должны быть остановлены для проведения очередного капитального ремонта.

При удовлетворительном техническом состоянии энергоблока или энергоустановки допускается увеличение ресурса сверх нормативного на величину не более половины средней годовой наработки энергоблока или энергоустановки.

2.6.7 Формирование перспективного плана ремонта энергоблоков и энергоустановок тепловой электростанции должно производится в следующей последовательности:

- устанавливаются базовые нормативные циклы, их структура (последовательность и продолжительность текущих, средних и капитальных ремонтов) и нормативные межремонтные ресурсы для каждой мощностной группы энергоблоков и энергоустановок конкретной тепловой электростанции в соответствии с приложениями 5 и 6.

В соответствии с 2.6.5. по каждой мощностной группе энергоблоков и энергоустановок определяется прогнозируемая средняя наработка энергоблока или энергоустановки за один полный календарный год;

- по принятой величине прогнозируемой средней наработки энергоблока или энергоустановки за один календарный год и нормативному межремонтному ресурсу разрабатывается "эквивалентный" ремонтный цикл, соответствующий принятой наработке.

При необходимости допускается внесение изменений в расчетную версию с соответствующими разъяснениями по поводу уменьшения межремонтного периода или продолжительности ремонта (техническое состояние оборудования, объемы сверхтиповых работ и т.д.).

2.6.8 Перспективный план ремонта основного оборудования электростанций разрабатывается генерирующей или управляющей компанией на 5 лет по форме, аналогичной приложению 7, на основании проектов планов, представляемых электростанциями по форме приложения 7.

В графе "планируемая стоимость ремонта" стоимость указывается в ценах, действующих на момент формирования перспективного плана ремонта. К перспективному плану должны быть приложены:

- график проведенных ремонтов за предыдущие 5 лет с указанием числа часов работы в каждом календарном году по форме, приведенной в приложении 7;

- пояснительная записка, в которой обосновывается проведение модернизации, выполнение специальных работ и т.д.;

- объемы и источники финансирования работ по энергопредприятию в целом по годам.

2.6.9 Целесообразно перспективный план ремонта ежегодно дорабатывать с добавлением в план одного года и корректировкой и уточнением показателей плана четырех лет предшествующих добавленному году, в том числе производить уточнение календарной продолжительности "эквивалентного" ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы энергоблоков (энергоустановок) за истекший год планируемого периода.

2.6.10 Годовой план ремонта разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом с учетом технического состояния оборудования энергоблока или энергоустановок в пределах согласованной в установленном порядке рабочей мощности по электростанции. При этом в годовой план ремонта могут быть внесены обоснованные изменения против перспективного плана.

Годовой план ремонта оборудования энергоблоков и энергоустановок устанавливает вид ремонта, календарное время вывода в ремонт, продолжительность ремонта и планируемый объем работ и разрабатывается по форме, приведенной в приложении 8.

В плане ремонта указываются основные объемы сверхтиповых работ. При совмещении работ по ремонту и техническому перевооружению указываются также основные объемы работ по техперевооружению.

К годовому плану ремонта прилагаются:

- ведомость укрупненных объемов работ по каждой энергоустановке;

- пояснительная записка, в которой отражается обеспеченность планируемых объемов работ технической и финансовой документацией, материально-техническими ресурсами.

2.6.11 При планировании выполнения объемов сверхтиповых ремонтных работ электростанция не вправе изменять вид ремонта, вовремя которого они выполняются.

2.6.12 При расчете нормативных значений рабочей мощности по электростанции ее ремонтная составляющая от плановых ремонтов устанавливается:

- для энергоблоков ТЭС 150-1200 МВт в соответствии с ремонтными циклами, видами и продолжительностью ремонта согласно приложению 5;

- для оборудования ТЭС с поперечными связями и ГЭС в соответствии с нормами продолжительности и периодичности ремонта согласно приложению 6.

Неплановые ремонты учитываются по показателям, согласованным с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» применительно к типам агрегатов.

При разработке планов ремонта суммарная продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонта устанавливается в пределах рабочей мощности, согласованной ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами.

2.6.13 Генерирующие, управляющие компании по согласованию с СО-ОДУ могут устанавливать и уточнять сроки и продолжительность плановых ремонтов основного и вспомогательного оборудования электростанций с поперечными связями и энергоблоков мощностью до 160МВт в пределах ранее согласованной рабочей мощности на основе плановых балансов, а также плановых ремонтов оборудования электрических сетей, кроме оборудования, находящегося в оперативном ведении и управлении ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

Порядок обоснования капитального (среднего) ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и более с продолжительностью более нормативной приведен в приложении 9.

Порядок обоснования проведения ремонта энергоблоков с периодичностью, меньше установленной в нормативном ремонтном цикле, приведен в приложении 10.

2.6.14 При разработке плана ремонта оборудования следует учитывать следующие особенности:

- первый капитальный ремонт головных энергоблоков и энергоустановок после монтажа планируется на период, определяемый требованиями заводов-изготовителей. Сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от технического состояния оборудования в процессе эксплуатации;

- первый капитальный (средний) ремонт серийных энергоблоков и энергоустановок после монтажа планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных Правилами, если иное неоговорено требованиями заводов-изготовителей;

- гидроагрегаты, включенные в работу при напорах на 15-20% нижерасчетных (минимальных), выводятся в капитальный ремонт через 1-2 года после монтажа;

- ремонт корпусов котлов дубль-блоков планируется с одновременным остановом и пуском обоих корпусов или со сдвигом останова и пуска одного из корпусов, определяемым технологией ремонта и условиями эксплуатации.

2.6.15 Для обеспечения равномерной занятости ремонтного персонала и сокращения продолжительности ремонта основного оборудования при разработке планов рекомендуется предусматривать сроки выполнения:

- капитального ремонта резервного вспомогательного оборудования в периоды между капитальными ремонтами основного оборудования;

- капитального ремонта общестанционного оборудования, отключение которого не ограничивает рабочую мощность электростанции, в периоды между ремонтами основного оборудования;'

- капитального ремонта общестанционного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности электростанции, одновременно с ремонтом основного оборудования.

2.6.16 Работы по модернизации и техническому перевооружению могут планироваться к выполнению в период ремонта, если при разработке годового плана электростанция располагает технической документацией на эти работы, утвержденной в установленном порядке, а также материалами, запасными частями и комплектующим оборудованием и(или) заключенными договорами со сроками поставки не менее чем за 2 месяца до начала ремонта.

2.6.17. Предусматривается следующий порядок и сроки разработки, согласования и утверждения планов ремонта:

1) перспективный план ремонта с укрупненным объемом работ разрабатывается генерирующей, управляющей компанией на основании проектов перспективных планов ремонта электростанций, представляемых за 15 месяцев (к 1 октября) до планируемого периода, и утверждается за 10месяцев (к 1 марта) до начала планируемого периода;

2) максимально возможная величина мощности, выводимой в ремонт(предварительная) по месяцам планируемого года, рассчитывается по балансу мощности, составляемом ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" совместно с его филиалами, и доводится до CO-ОДУ, не позже, чем за 10 месяцев до начала планируемого года;

3) генерирующие, управляющие компании по согласованию с ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" или его филиалом, в оперативном управлении (ведении)которого находится оборудование, распределяют полученные задания по величине ремонтируемой мощности электростанциям не позднее, чем за 9месяцев до планируемого года (к 1 апреля);

4) годовой план ремонта основного оборудования в соответствии с предварительной расчетной величиной ремонтируемой мощности, разрабатывается электростанцией по форме приложения 8 и за 8 месяцев до планируемого года (к 1 мая) представляется в генерирующую, управляющую компанию, а также в СО-РДУ, CO-ОДУ для предварительной оценки ремонтного снижения генерирующей мощности при формировании прогнозного годового баланса;

5) на основании представленных электростанциями проектов годового плана ремонта генерирующая, управляющая компания разрабатывает годовой план ремонта основного оборудования в целом по компании и непозднее 15 июня направляет его на согласование с CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС");

6) согласование с ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" или его филиалом СО-ОДУ годового плана ремонта основного оборудования генерирующая, управляющая компания производит до 15 сентября;

7) утверждение согласованного ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" или его филиалом CO-ОДУ годового плана ремонта основного оборудования генерирующая, управляющая компания производит до 1 ноября;

8) годовые планы ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования увязываются с годовым планом ремонта основного оборудования и утверждаются главным инженером электростанции не позднее 1 ноября.

В случае, когда ремонт этого оборудования связан с ограничением мощности, а также при ремонте оборудования, находящегося в оперативном ведении CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"), перечень работ по ремонту утверждается генерирующей, управляющей компанией после согласования его с CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС") в установленные сроки для основного оборудования;

9) выбор подрядных предприятий и организаций для выполнения ремонтных работ, предусмотренных годовым планом ремонта, осуществляется электростанциями на основе проведения конкурсных торгов среди предприятий (организаций). Проведение конкурсных торгов производится в соответствии с типовой закупочной документацией при осуществлении конкурсных закупок продукции (товаров, работ и услуг) (Приказ РАО "ЕЭС России" от 08.07.2002 г. № 392).

Как правило, проведение конкурсных торгов и подписание договоров с победителями торгов - подрядными предприятиями и организациями на выполнение ремонтных работ должно быть завершено не позднее чем за 2 месяца до начала планируемого года (к 25 октября);

10) годовые графики плановых ремонтов оборудования электростанций включаются в качестве ежегодного приложения к договорам ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» с генерирующими, управляющими компаниями на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению. Приложение к договору должно быть подписано договаривающимися сторонами не позднее 25декабря предшествующего года.

2.6.18. Изменения в годовой план ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и более могут быть внесены по представлению генерирующей, управляющей компании обосновывающих материалов в установленном порядке.

Изменения в годовой план ремонта оборудования ТЭС с поперечными связями (в части котлов и турбоагрегатов), ГЭС (гидротурбин) и энергоблоков мощностью до 160 МВт, вносятся генерирующими, управляющими компаниями по согласованию с СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"), о чем сообщается в ГВЦ энергетики.

Изменения планов (графиков) ремонта оборудования могут производиться по инициативе генерирующей, управляющей, сетевой компании и ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" только в исключительных случаях, когда отказ от изменения планов (графиков) может привести к недопустимому снижению надежности работы энергосистемы и качества электроэнергии, ограничению потребителей или при угрозе возникновения крупных повреждений оборудования. При этом ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" имеет право переносить сроки плановых ремонтов не более чем на 6 месяцев.

Все изменения плана ремонта оборудования согласовываются с ремонтными предприятиями, привлекаемыми к ремонту.

2.6.19. Для своевременного учета ремонтов на этапах месячного, недельного и суточного планирования режимов работы энергосистем, ОЭСи ЕЭС месячные планы (графики) текущих ремонтов основного оборудования и месячные планы (графики) капитального и текущего ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования электростанций составляются на основании годовых планов, согласовываются до 25 числа месяца, предшествующего планируемому, с исполнителями и утверждаются главным инженером электростанции.

В случаях, когда ремонт этого оборудования связан с ограничением мощности, а также при ремонте оборудования, находящегося в оперативном ведении СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"), месячные планы (графики) ремонта утверждаются генерирующей, управляющей компанией после согласования их с СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"). Представление месячных планов (графиков) в СО-РДУ производится до 15 числа месяца, предшествующего планируемому.

2.6.20. На основе годовых планов ремонта разрабатывается "Программа ремонта оборудования и сооружений электроэнергетического комплекса Российской Федерации" на планируемый год.

Порядок, сроки и состав документов и сведений, предоставляемых генерирующими, управляющими компаниями и электростанциями для формирования ежегодной Программы ремонта, определяются действующим регламентом подготовки, передачи и обработки данных по Программе ремонта и ее выполнении с применением средств автоматизации сбора и формирования отчетности.

2.7 Подготовка к ремонту оборудования

2.7.1 Подготовка к ремонту оборудования - это разработка и выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, которые обеспечивают планомерное и качественное выполнение ремонтных работ в установленные сроки, высокое качество отремонтированного оборудования, оптимальные финансовые, материальные и трудовые затраты.

Состав организационно-технических мероприятий и сроки их выполнения предусматриваются в планах подготовки к ремонту оборудования.

2.7.2 Электростанции разрабатывают:

- перспективный план подготовки к ремонту на пятилетний период после утверждения перспективного плана ремонта оборудования (2.6.17 перечисление 1);

- годовой план подготовки к ремонту после согласования и утверждения годового плана ремонта (2.6.17 перечисление 7), но непозднее 15 декабря года, предшествующего планируемому;

- план подготовки к ремонту энергоустановки после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по ремонту согласно 2.7.4 и 2.7.7, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.

Электростанция вправе не разрабатывать самостоятельный план подготовки к ремонту энергоустановки, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту.

Электростанции могут привлекать к разработке планов подготовки к ремонту энергоустановки подрядные предприятия и организации-исполнители ремонта.

Подрядные предприятия и организации - исполнители ремонта энергоустановки разрабатывают при необходимости собственные планы подготовки к ремонту в соответствии с планами электростанций, принятыми к исполнению объемами работ и согласованным участием в материально-техническом обеспечении ремонтных работ.

Организационно-технические мероприятия, включаемые в перспективный, годовой план и планы подготовки к ремонту установки, а также форма плана приведены в приложении 11.

2.7.3 Если в объем капитального (среднего) ремонта оборудования включаются сложные и трудоемкие специальные работы, или в период капитального (среднего) ремонта оборудования планируется выполнение работ по модернизации, то подготовка к капитальному (среднему) ремонту может быть начата в году, предшествующему планируемому, а при необходимости и в более ранние сроки.

2.7.4 Параллельно с разработкой годового плана ремонта электростанция составляет ведомости планируемых работ по ремонту оборудования энергоустановок, ремонт которых предусматривается годовым планом.

Форма ведомости планируемых работ по ремонту энергоустановки приведена в приложении 12.

2.7.5. При составлении ведомости планируемых работ по ремонту учитываются объем и периодичность ремонтов, нормы и нормативы на выполнение плановых ремонтов оборудования, требования руководящих документов (противоаварийных, эксплуатационных циркуляров и др.), данные отчетных документов предыдущих капитальных (средних ремонтов), данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показатели надежности аналогичного оборудования, данные предремонтных испытаний оборудования, результаты определения фактического технического состояния оборудования, мероприятия по сокращению разрыва мощности, выполнение мероприятий из актов расследования аварий, карт отказов в работе.

2.7.6 Ведомость планируемых работ по ремонту оборудования, включается в состав документации, передаваемой при проведении конкурсных торгов их участникам - потенциальным исполнителям ремонта в порядке и сроки, установленные в 2.6.17 перечисление 9.

2.7.7 Уточнение с исполнителями объема ремонтных работ должно быть завершено не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта, после чего ведомость планируемых работ по ремонту утверждается главным инженером Заказчика.

После утверждения ведомости изменения в нее могут вноситься по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, окончание которой, как правило, должно предусматриваться сетевым графиком ремонта в первой трети плановой продолжительности ремонта, а также могут вноситься требования директивных документов, если они доведены до исполнителей не позднее 2 месяцев, предшествующих ремонту.

Все изменения объема ремонта, установленные по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, оформляются ведомостью дополнительных работ по ремонту и протоколом исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту по формам приложений 13 и 14.

Все изменения объема ремонта согласовываются с исполнителями ремонтных работ и утверждаются главным инженером электростанции.

2.7.8. За 20 дней до начала ремонта:

1) электростанции, подрядные предприятия и организации-исполнители ремонта проводят проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту.

Электростанция передает руководителю ремонта конструкторско-технологическую документацию, формуляры, бланки актов по сдаче и приемке установки, а также другую техническую документацию, которой не располагают ремонтные предприятия и организации;

2) каждое ремонтное предприятие (организация), участвующее в ремонте:

- определяет состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с сетевым графиком ремонта. При этом должна быть обеспечена полная занятость рабочих в течение установленных графиком сроков производства работ, определена форма оплаты труда ремонтного персонала с учетом прогрессивных методов организации труда и стимулирования персонала;

- назначает руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с объемом работ, принятым по договору;

- назначает лиц, ответственных за охрану труда и материально-

- техническое обеспечение;

- проверяет удостоверения сварщиков, стропальщиков, крановщиков, дефектоскопистов и лиц других специальностей на право выполнения работ при ремонте оборудования;

3) электростанция назначает ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение.

2.7.9 Общее руководство ремонтом и координацию действий всех ремонтных предприятий и организаций, принимающих участие в ремонте, осуществляет заместитель главного инженера электростанции по ремонту или лицо, специально назначенное для этого электростанцией.

В отдельных случаях, исходя из местных условий, по согласованию сторон, общий руководитель ремонта может быть назначен от ремонтной организации, что оформляется совместным приказом по электростанции и ремонтной организации.

О произведенных назначениях электростанция и исполнители ремонта информируют друг друга письменно.

Организация работы по нарядам-допускам и назначение руководителей работ по нарядам производится в соответствии с установленным порядком, определяемым Правилами техники безопасности, действующими в отрасли.

2.7.10. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта комиссия, состав которой определяется управляющей, генерирующей компанией производит проверку готовности электростанции к выполнению ремонта с составлением соответствующего акта, форма которого приведена в приложении 15.

2.7.11 При установлении комиссией неготовности электростанции к ремонту вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решается генерирующими, управляющими компаниями применительно к порядку, установленному 2.6.17 и 2.6.18.

2.7.12 До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с общим объемом работ, сроком ремонта и сетевым(линейным) графиком, правилами внутреннего распорядка, задачами, стоящими перед каждой бригадой, схемой управления ремонтом, организацией инструментального и материально-технического обеспечения, организацией уборки рабочих мест и конструкций оборудования, транспортировки мусора и отходов, системой оплаты и стимулирования труда, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями и т.д.

Разработка, согласование с исполнителями и утверждение сетевого (линейного) графика ремонта должно быть выполнено не позднее, чем за 20 дней до начала ремонта.

2.8 Вывод в ремонт и производство ремонта оборудования

2.8.1 Началом ремонта энергоблоков, не блочных паротурбинных агрегатов, гидроагрегатов и трансформаторов считается время отключения генератора (трансформатора) от сети.

Началом ремонта паровых котлов не блочных ТЭС считается время отключения котла от станционного паропровода острого пара.

При выводе основного оборудования в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное диспетчером СО-РДУ в разрешении на заявку о выводе оборудования в ремонт.

2.8.2 Началом ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от основного и общестанционного оборудования, считается время вывода в ремонт, установленное начальником смены электростанции.

2.8.3 Если установка выведена в ремонт досрочно или с опозданием против срока, указанного в утвержденном годовом плане ремонта, то плановая продолжительность ремонта сохраняется, а время окончания ремонта соответственно переносится, что должно быть отражено в оперативной заявке. Изменение сроков проведения ремонта согласовывается с CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС").

2.8.4 Вывод в ремонт установки производится при наличии утвержденной заявки, с разрешения диспетчера по программе, утвержденной главным инженером электростанции. Программа должна предусматривать:

1) проведение эксплуатационных испытаний по специальной программе, утвержденной в установленном порядке.

Испытания должны быть проведены не ранее чем за месяц и не позднее, чем за 5 дней до вывода в ремонт.

Результаты испытаний заносятся в ведомости основных параметров технического состояния установок, формы которых приведены в приложениях 16-23;

2) уборку установки снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов, газо - и воздухопроводов, пылепроводов и т.д. в пределах установки) от пыли, золы и мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов. Уборка должна быть выполнена не позднее, чем за 2 дня до останова.

При этом окончательная уборка котлоагрегатов, работающих на пылеугольном топливе, должна производиться после останова с разборкой электросхем оборудования, но не позднее чем через 2 дня после останова;

3) сработку топлива в бункерах котла при его останове, обдувку поверхностей нагрева и стряхивание электродов электрофильтров. Зола и шлак из бункеров и леток должны быть спущены в ГЗУ и удалены на золоотвал;

принудительное расхолаживание турбин при останове и, в случае

необходимости (по результатам предремонтных испытаний), промывку проточной части под нагрузкой.

2.8.5. После останова оборудования на ремонт персонал электростанции:

1) производит все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ, согласно Правилам техники безопасности.

Отключения производятся согласно программе и графику, утвержденным главным инженером электростанции. В графике указываются лица, ответственные за отключение и время исполнения.

При выполнении операций по отключению персонал электростанции обеспечивает возможность начала ремонтных работ на узлах и системах установки в сроки, предусмотренные сетевым графиком ремонта.

2) выдает общий наряд-допуск (наряд-допуск) на ремонт оборудования;

3) устанавливает режим работы подразделений обеспечения (ЦРМ, компрессорных, газогенераторных и кислородных станций, складов, лабораторий и т.п.), а также грузоподъемных и транспортных средств(кранов, лифтов и др.) в соответствии с графиком ремонта.

2.8.6. С начала производства ремонтных работ на оборудовании, руководители работ предприятий и организаций, участвующих в ремонте, обеспечивают:

1) своевременную выдачу бригадам производственных заданий;

2) выполнение исполнителями ремонта требований НТД и (или)рабочей конструкторской документации заводов-изготовителей, а также соблюдение технологической дисциплины;

3) контроль качества выполняемых ремонтных работ;

4) соблюдение производственной и трудовой дисциплины своим персоналом;

5) внедрение прогрессивных форм организации и стимулирования труда;

6) стабильность и достаточную квалификацию ремонтного персонала.

2.8.7 Ремонтные предприятия и организации отвечают за сроки окончания и качество ремонтных работ, технологическую, производственную и трудовую дисциплины, а также за соблюдение правил техники безопасности и пожарной безопасности своим персоналом, ведут учет трудовых и материальных ресурсов в пределах обязательств, принятых по договору.

Ответственные представители электростанции, назначенные в соответствии с 2.7.8:

1) участвуют в проведении входного контроля применяемых при ремонте материалов и запасных частей;

2) участвуют в дефектации оборудования. Как правило, дефектация основных узлов оборудования должна быть завершена в первой трети срока ремонта для выявления необходимости проведения дополнительных объемов работ.

3) определяют по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом составляется ведомость дополнительных работ по ремонту по форме приложения 13 и протокол исключения работ по форме приложения 14;

4) оформляют исполнительные документы дефектации оборудования по формам, приведенным в приложении 24;

5) решают вопросы, связанные с возникшей необходимостью замены некоторых материалов для ремонта, и составляют акт об использовании материалов - заместителей по форме приложения 25;

6) по завершении ремонта составляют ведомость выполненных работ по ремонту по форме приложения 26;

7) принимают предъявляемое к сдаче отремонтированное оборудование и контролируют его опробование.

Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления приемочной комиссии проводится в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, ППБ и ПТБ, под непосредственным руководством ответственного представителя цеха, в ведении которого находится опробуемое оборудование, при участии исполнителей ремонта установки.

По результатам опробования (испытаний) оборудования составляются протоколы, в том числе на гидравлические испытания согласно приложению 27, закрытие цилиндров согласно приложению 28 и другие скрытые работы, а также составляются другие документы, перечень которых устанавливается электростанцией по согласованию с исполнителями ремонта;

8) решают возникающие в ходе ремонта технические и организационные вопросы;

9) координируют работу с подразделениями электростанции и ремонтными предприятиями;

10) в порядке, установленном главным инженером электростанции, информируют о ходе ремонтных работ.

2.8.9 Электростанция в течение всего ремонта обеспечивает:

1) оперативность и должный уровень компетенции при решении всех организационно-технических вопросов, возникающих в процессе ремонта с привлечением при необходимости специализированных организаций и заводов- изготовителей;

2) контроль и учет использования финансовых затрат на ремонт по всем направлениям деятельности, включая и созданные резервы;

3) четкую работу столовых и других пунктов питания и снабжения питьевой водой, душевых, гардеробных, пунктов стирки и ремонта спецодежды;

4) совместно с предприятиями и организациями, участвующими в ремонте, четкую организацию обеспечения производственных бригад материалами и запасными частями, а рабочих мест - сжатым воздухом, электроэнергией, кислородом, ацетиленом, природным газом, технической водой и др.

2.8.10 Руководители работ предприятий и организаций, участвующих в ремонте, совместно с представителями электростанций (2.7.8):

1) осуществляют входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей;

2) проводят оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;

3) контролируют соответствие отремонтированных составных частей и деталей требованиям НТД и конструкторской документации;

4) проверяют соблюдение технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации, качества применяемых оснастки, приспособлений и инструмента);

5) обеспечивают в сроки, предусмотренные графиком ремонта, окончание дефектации узлов и деталей оборудования;

6) по результатам дефектации, с учетом предусмотренных эксплуатационных испытаний, определяют объем дополнительных ремонтных работ по устранению обнаруженных дефектов.

2.8.11 Состав функций, приведенных в 2.8.9 и 2.8.10, может быть уточнен и дополнен в Договоре на выполнение работ по ремонту между электростанцией и подрядным ремонтным предприятием (организацией).

2.8.12 Электростанция совместно с предприятиями и организациями-исполнителями ремонта рассматривают объем дополнительных ремонтных работ, возможность и сроки их выполнения, обеспеченность необходимыми финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами и принимают решение о возможности выполнения дополнительных работ в плановый срок или о необходимости оформления материалов на продление срока ремонта.

2.8.13 В случаях, когда выявленные дефекты по объективным условиям не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной технологической и (или) конструкторской документации, электростанция совместно с исполнителями работ обязана принять решение о сроке и порядке их устранения.

2.8.14 Материалы на продление планового срока ремонта установки рассматриваются в порядке, указанном в 2.6.13. и 2.6.18.

В обосновании продления срока ремонта и необходимости дополнительного финансирования электростанция указывает причины значительного отличия планового и фактического объемов ремонтных работ.

2.9 Приемка оборудования из ремонта и оценка качества

2.9.1 Приемку установок из капитального, среднего или текущего ремонта (далее в разделе - ремонт) производит комиссия, возглавляемая главным инженером электростанции. В состав комиссии включаются:

- заместители главного инженера по эксплуатации и ремонту;

- общий руководитель ремонта установок;

- начальники цехов, в ведении которых находятся ремонтируемые установки;

- руководители ремонтных работ предприятий, участвующих в ремонте;

- инженер-инспектор по эксплуатации;

- инспектор по охране труда и техники безопасности;

- представители отдела планирования и подготовки ремонта.

Допускается включать в состав комиссии руководителей групп (цехов) наладки, лабораторий.

В состав комиссии может входить представитель управляющей (генерирующей) компании.

Приемку оборудования, входящего в состав установок, из ремонта производят комиссии, возглавляемые начальниками эксплуатационных цехов. В состав каждой комиссии включаются:

- начальник эксплуатационного цеха;

- представители от электростанций, назначенные в соответствии с 2.7.8;

- руководитель ремонтных работ по установке.

- Персональный состав всех приемочных комиссий должен быть установлен приказом по электростанции.

2.9.2 Приемочные комиссии осуществляют:

- контроль документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта и отражающей техническое состояние оборудования и качество выполненных ремонтных работ;

- предварительную оценку качества отремонтированных установок и их оборудования и оценку качества выполненных ремонтных работ;

- уточнение технического состояния установок и оборудования по данным эксплуатации в течение месяца после включения под нагрузку, а также по данным послеремонтных испытаний;

- окончательную оценку качества отремонтированных установок и их оборудования и оценку качества выполненных ремонтных работ.

2.9.3 Приемка установок из ремонта должна производиться по программе, согласованной с исполнителями и утвержденной главными инженером электростанции.

Программа приемки предусматривает:

- перечень приемо-сдаточных испытаний, сроки и ответственных за их проведение;

- разработку программ приемо-сдаточных испытаний установок, сроки и ответственных за их выполнение;

- сроки и ответственных за проверку отчетной ремонтной документации;

- сроки и ответственных за опробование и приемку отдельных видов оборудования;

- особые условия приемки отдельных видов оборудования из ремонта;

-другие мероприятия, связанные с проведением приемо-сдаточных испытаний.

2.9.4 Руководители работ предприятий, участвующих в ремонте, предъявляют приемочной комиссии необходимую документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:

- ведомость выполненных работ по ремонту;

- протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

- протоколы испытаний, карты измерений;

- результаты входного контроля, сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы и запасные части;

- протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в установку;

- акты на скрытые работы;

- другие документы по согласованию электростанции и предприятия-исполнителя ремонта.

Документация предъявляется приемочной комиссии не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта. Ее конкретный перечень должен быть утвержден главным инженером электростанции.

2.9.5 Комиссия по приемке оборудования, входящего в состав установки, начинает свою работу в процессе ремонта. Она рассматривает составляемую при этом документацию, перечисленную в 2.9.4,анализирует и подготавливает ее для представления в комиссию по приемке установок.

2.9.6. После ремонта проводятся приемо-сдаточные испытания установок и отдельных систем для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям.

2.9.7 Приемо-сдаточные испытания установки проводятся в 2 этапа: испытания при пуске и испытания под нагрузкой.

Сроки проведения приемо-сдаточных испытаний должны обеспечивать своевременное включение установки под нагрузку согласно сетевому (линейному) графику ремонта.

2.9.8 Испытания проводятся по программе, утвержденной главным инженером электростанции и согласованной с исполнителем ремонта. В случае, если при производстве испытаний возникает необходимость проведения переключений на оборудовании, находящемся в оперативном ведении диспетчера управляющей (генерирующей) компании, СО-ОДУ или ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС", программа в части их переключений должна согласовываться с соответствующими службами управляющей(генерирующей) компании, CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС").

Программа приемо-сдаточных испытаний должна содержать:

- при пуске - порядок проведения испытаний вспомогательных систем и оборудования установки, продолжительность, ответственны»; лиц и особые указания при необходимости;

- под нагрузкой - перечень режимов и контролируемых параметров, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний.

Программа должна соответствовать требованиям ПТЭ, инструкциям по эксплуатации и другим нормативным документам.

2.9.9. По результатам контроля установки, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа предъявленной документации приемочная комиссия устанавливает возможность пуска установки.

2.9.10 Пуск установки производится по распоряжению главного инженера электростанции и выполняется эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.

Разрешение на пуск оформляется в оперативном журнале начальника смены электростанции.

2.9.11. Перед пуском руководители работ предприятий, участвующих в ремонте, при необходимости передают в письменном виде руководству эксплуатационного цеха требования, оговаривающие особенности пуска и опробования при проведении приемо-сдаточных испытаний, но не противоречащие ПТЭ.

Руководители работ и специально назначенные лица обязаны присутствовать при пуске установки и контроле ее работы, не вмешиваясь в действия эксплуатационного персонала.

Если в период пуска и опробования выявлены нарушения в работе оборудования или не учитываются особенности пуска и опробования, оговоренные руководителями работ, то они имеют право потребовать изменить режим пуска и опробования или потребовать произвести останов установки.

2.9.12 Окончанием ремонта считается:

- для энергоблоков ТЭС, турбоагрегатов ТЭС с поперечными связями, гидроагрегатов и трансформаторов - время включения генератора (трансформатора) в сеть;

- для паровых котлов ТЭС с поперечными связями - время подключения котла к станционному трубопроводу острого пара;

- для энергоблоков ТЭС с двухкорпусными котлами (дубль-блоков) - время включения энергоблока под нагрузку с одним из корпусов котла. При этом растопка и включение второго корпуса котла производятся в соответствии с графиком нагружения энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта.

Невыполнение этого условия рассматривается как перепростой дубль-блока ТЭС в ремонте.

2.9.13 Установки и оборудование электростанций, прошедшие ремонт, подлежат приемосдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч.

Для ГЭС, работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой могут продолжаться несколько дней с суммарной наработкой 24 ч.

2.9.14 Испытания под нагрузкой проводятся при номинальных параметрах пара и основном топливе на ТЭС, номинальных напорах и расходе воды на ГЭС и постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по нормальной эксплуатационной схеме на различных режимах с доведением нагрузки до номинальной.

Если номинальные нагрузки и параметры не могут быть достигнуты по независящим от электростанции причинам, а установки и оборудование не могут быть проверены в режиме номинальной нагрузки, допускается в программе испытаний устанавливать другие предельные нагрузки и параметры. Режимы приемосдаточных испытаний при этом устанавливаются приемочной комиссией по согласованию с управляющей (генерирующей) компанией и с соответствующим СО-РДУ, СО-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС") и оговариваются в акте приемки.

2.9.15. Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты требуют в соответствии с ПТЭ или инструкцией по эксплуатации немедленного останова, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо-сдаточных испытаний.

При возникновении в процессе приемо-сдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования (систем), при которых не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемосдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений главным инженером электростанции по согласованию с исполнителем ремонта.

При этом обнаруженные дефекты устраняются исполнителем ремонта в сроки, согласованные с электростанцией.

Если приемо-сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытания постановки под нагрузку.

2.9.16. Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного останова, то приемочная комиссия принимает решение о приемке из ремонта установки.

2.9.17 Приемка из ремонта составных частей основного оборудования и оборудования, входящего в установку, оформляется актом по форме приложения 29.

Акт утверждается главным инженером электростанции, или другим лицом, назначенным приказом по электростанции.

Акт составляется на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, на группу отдельных видов оборудования, входящих в установку, или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одним ремонтным предприятием, его подразделением или подразделением электростанции.

К акту по приемке оборудования, входящего в установку, должны быть приложены протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно Заказчиком и Исполнителем ремонта и отражающие:

- перечень выполненных плановых работ;

- перечень работ, выполненных сверх запланированных объемов;

- перечень невыполненных работ, предусмотренных согласованной ведомостью планируемых работ, и причины их невыполнения;

- перечень отраслевых предписаний, циркуляров и др., а также информационных сообщений заводов-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;

- выполненные работы по модернизации оборудования;

- перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонений и др.

Эти сведения должны быть указаны в документах, составленных по формам приложений 12-14, 24-28, а также в других документах по согласованному решению Заказчика и Исполнителя ремонта.

Акт на приемку оборудования является основным отчетным документом исполнителя ремонта за выполненный им объем ремонтных работ по оборудованию установки.

2.9.18 Приемка из ремонта установки оформляется актом по форме приложения 30.

Акт является основным отчетным документом электростанции и характеризует техническое состояние установки в целом.

2.9.19 Акты на приемку из ремонта установки и входящего в нее оборудования подписываются в течение 5 дней после окончания приемосдаточных испытаний.

2.9.20. После окончания приемо-сдаточных испытаний начинается подконтрольная эксплуатация отремонтированного оборудования, которая завершается через 30 календарных дней с момента включения оборудования под нагрузку.

2.9.21. В период подконтрольной эксплуатации заканчивается проверка работы оборудования на всех режимах, проводятся испытания и наладка всех систем, завершаются отделочные работы по тепловой изоляции.

Наладочные работы производятся по отдельным программам, согласованным до начала ремонта с предприятиями и организациями, участвующими в их проведении.

2.9.22. Допускается в период подконтрольной эксплуатации предусматривать останов оборудования для контроля состояния отремонтированных ответственных составных частей, для проведения регулировки и наладки, в том числе вибрационной, для балансировки валопровода турбоагрегата в собственных подшипниках. Время и продолжительность останова согласовываются с управляющей (генерирующей) компанией и СО-РДУ, CO-ОДУ (ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС").

Необходимость останова для выполнения указанных работ должна быть предусмотрена в акте на приемку установки из ремонта, и при этом останов не влияет на оценку качества выполненных ремонтных работ.

Продолжительность подконтрольной эксплуатации увеличивается на величину простоя оборудования по вышеуказанной причине или по другим причинам, если величина простоя оборудования превышает 5 суток.

2.9.23. По результатам подконтрольной эксплуатации заполняются ведомости параметров технического состояния оборудования.

Формы ведомостей параметров технического состояния приведены в приложениях 16-23.

2.9.24. При приемке оборудования из ремонта приемочная комиссия проводит оценку качества, которая включает:

- оценку качества отремонтированного оборудования;

- оценку качества выполненных ремонтных работ.

2.9.25 Оценка качества отремонтированного оборудования характеризует техническое состояние оборудования после ремонта и соответствие его требованиям НТД и устанавливается на основании результатов испытаний и приемки оборудования из ремонта.

В общем, виде перечень НТД, в которой приведены требования к отремонтированному оборудованию указан в 2.5.3. Уточненный перечень НТД для каждого конкретного вида оборудования должен составляться на электростанции и утверждаться управляющей (генерирующей) компанией с учетом наличия в отрасли, электростанции и ремонтном предприятии разработанной ремонтной документации.

Для отдельных видов установленного на электростанции оборудования допускается по согласованию с управляющей (генерирующей) компанией изменение некоторых нормативных параметров технического состояния, не влияющих на безопасность эксплуатации, по сравнению с установленными в НТД. При этом должно быть установлено, что доведение параметров до нормативных невозможно или экономически нецелесообразно. Документы для согласования изменений нормативных параметров технического состояния представляются в управляющую (генерирующую) компанию не позднее, чем за 5 дней до вывода оборудования в ремонт, и должны быть подтверждены эксплуатационными испытаниями, проводимыми в соответствии с 2.8.4.

2.9.26 Если приемочная комиссия принимает оборудование из ремонта в эксплуатацию, то ему может быть установлена одна из следующих оценок качества:

- соответствует требованиям НТД;

- соответствует требованиям НТД с ограничением.

Оценка "соответствует требованиям НТД" устанавливается, если устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей оборудования; требования НТД, определяющие качество оборудования, выполнены; приемосдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа оборудования на разных режимах соответствуют требованиям инструкций по эксплуатации; значения параметров технического состояния находятся на уровне нормативных.

Оценка "соответствует требованиям НТД с ограничением" устанавливается, если часть требований НТД к отремонтированному оборудованию не выполнена; не устранены какие-либо дефекты, с которыми оборудование может временно работать; имеются замечания по работе оборудования на различных режимах; значения некоторых параметров технического состояния не соответствует уровню нормативных, но дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ возможна, и приемочная комиссия принимает решение о временной эксплуатации оборудования.

2.9.27 Оборудование, отремонтированное с оценкой "соответствует требованиям НТД с ограничением", допускается в эксплуатацию с ограниченным сроком дальнейшего использования, при этом должен быть разработан план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки его выполнения.

2.9.28. Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям, или работа оборудования на каких-либо режимах характеризуется отклонением от допустимых параметров и дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов 5 и более суток, то оборудование должно быть выведено из эксплуатации и ему устанавливается оценка "не соответствует требованиям НТД". После проведения ремонта для устранения дефектов производится повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливается новая оценка качества отремонтированному оборудованию.

2.9.29 Оценка качества устанавливается каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акты приемки из ремонта (2.9.17, 2.9.18).

2.9.30 Оценка качества отремонтированной установки, как правило, устанавливается по оценке качества основного оборудования с учетом оценок качества, установленных вспомогательному оборудованию, которое может ограничить мощность, экономичность и надежность установки в целом в процессе последующей эксплуатации.

2.9.31Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно-техническую деятельность каждого предприятия, участвующего в ремонте, включая электростанцию.

За качество выполненных ремонтных работ может быть установлена одна из следующих оценок:

- отлично;

- хорошо;

- удовлетворительно;

- неудовлетворительно.

2.9.32 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается каждому предприятию в пределах выполненного им объема ремонта по оборудованию, включенному в акты приемки по 2.9.17 с учетом выполнения предприятием основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

- выполнение согласованной ведомости планируемых работ по ремонту, уточненной по результатам дефектации;

- выполнение ремонтным персоналом требований НТД на ремонт оборудования и его составных частей;

- отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования "соответствует требованиям НТД с ограничением" по вине исполнителя ремонта;

- отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине исполнителя ремонта за исключением необходимости одного останова котла или корпуса котла на срок до 3 суток для устранения дефектов сварки стыков труб, выявившихся в период подконтрольной эксплуатации, а также за исключением необходимости остановов, предусмотренных в 2.9.22.

К дополнительным требованиям относятся:

- наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

- применение необходимой технологической оснастки, приспособлений и инструмента, предусмотренных технологической документацией, и соответствие их параметров паспортным данным;

- соответствие выполненных технологических операций, включая контрольные, требованиям технологической документации;

- проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;

наличие полного комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту.

2.9.33 Оценка "отлично" устанавливается при выполнении всех основных и дополнительных требований.

Оценка "хорошо" устанавливается при выполнении всех основных и частичном выполнении (не менее 50%) дополнительных требований.

Оценка "удовлетворительно" устанавливается при выполнении всех основных и частичном выполнении (менее 50%) дополнительных требований.

Оценка "неудовлетворительно" устанавливается при невыполнении одного или более из основных требований.

2.9.34 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается исполнителю ремонта по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акт приемки по 2.9.17.На основании этих оценок исполнителю ремонта устанавливается итоговая оценка качества за весь выполненный им объем работ по установке и приводится в том же акте.

2.9.35 Если ремонтный персонал электростанции принимает непосредственное участие в выполнении ремонтных работ на оборудовании, то оценка качества выполненных ремонтных работ ему устанавливается в том же порядке, что и для ремонтных предприятий.

В том случае, если ремонтный персонал электростанции не выполняет ремонтных работ на оборудовании, то электростанции устанавливается оценка качества выполненных ремонтных работ в целом по установке за организационно-техническую деятельность. Эта оценка приводится в акте по форме приложения 29. При этом основным требованием для электростанции вместо перечисленных в 2.9.32 является отсутствие оценки качества отремонтированного оборудования "соответствует требованиям НТД с ограничением" по следующим причинам:

- невыполнение запланированного объема ремонта из-за необеспечения требуемыми материалами и запасными частями, из-за ошибок в дефектации и неправильного установления технического состояния оборудования до ремонта и в процессе ремонта;

- нарушение требований ПТЭ и инструкций по эксплуатации в процессе пуско-наладочных работ, приемо-сдаточных испытаний и подконтрольной эксплуатации;

- другие факторы, установленные комиссией по приемке установки.

Дополнительные требования и критерии установления оценок при этом по 2.9.32  и  2.9.33.

2.9.36 Оценка качества отремонтированного оборудования, входящего в установку, и оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливаются:

предварительно - по окончании приемо-сдаточных испытаний;

окончательно - по результатам подконтрольной эксплуатации, но не позднее 3 дней после ее окончания.

Оценка качества отремонтированной установки в целом устанавливается по результатам подконтрольной эксплуатации.

2.9.37. В случае, когда электростанция считает необходимым по результатам подконтрольной эксплуатации изменить предварительную оценку качества, она обязана сообщить об этом предприятию-исполнителю ремонта с обязательным указанием причин изменения оценки качества и вызвать его представителя для принятия согласованного решения.

Если электростанция после окончания подконтрольной эксплуатации не сообщила об изменении предварительной оценки качества, то предварительная оценка считается окончательной.

Сообщение об изменении оценки электростанция дает не позднее 3 дней после окончания подконтрольной эксплуатации.

2.9.38 Региональные представительства энергонадзора, инспекции по эксплуатации электростанций и сетей могут проводить выборочный контроль правильности принятых приемочными комиссиями решений по отремонтированному оборудованию. Проверка производится не позже 10-дневного срока после окончания подконтрольной эксплуатации. В случае неподтверждения правильности выставленных оценок комиссия обязана их изменить.

При несогласии электростанция (генерирующая, управляющая компания) направляет обосновывающие материалы в Департамент инспекции по эксплуатации электростанций и сетей, решение, которого является окончательным.

2.9.39. Если по завершении ремонта по условиям работы электростанции установки и оборудование не вводятся под нагрузку и переводятся в резерв, то они принимаются приемочными комиссиями по итогам технического контроля, испытаний и опробований, проведенных в процессе ремонта. Временем окончания ремонта считается время постановки в резерв.

На основании результатов контроля и представленных документов приемочные комиссии оформляют акты по приемке оборудования и установок, устанавливают предварительные оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ.

Электростанция и исполнитель ремонта согласовывают и оговаривают в протоколе условия и сроки проведения приемо-сдаточных испытаний при пуске и под нагрузкой, а также проведение подконтрольной эксплуатации, которые должны быть выполнены после вывода оборудования из резерва.

После завершения подконтрольной эксплуатации устанавливаются окончательные оценки качества ремонта.

Приемо-сдаточные испытания, подконтрольная эксплуатация и установление окончательных оценок качества ремонта выполняются в соответствии с требованиями настоящего раздела как для оборудования, вводимого в работу непосредственно после ремонта (без вывода в резерв).

2.9.40 Предприятия-исполнители ремонта гарантируют соответствие отремонтированного оборудования требованиям НТД на ремонт в течение установленных сроков и (или) наработку с момента включения под нагрузку при соблюдении электростанцией правил транспортирования, хранения и эксплуатации.

При отсутствии в НТД на ремонт величин гарантийного срока эксплуатации (наработки) или при отсутствии НТД на, ремонт, гарантийный срок эксплуатации устанавливается не менее 12 месяцев с момента включения оборудования под нагрузку.

Гарантийное обязательство приводится в акте на приемку из ремонта оборудования установки.

2.9.41 Гарантийный срок эксплуатации или (и) гарантийная наработка могут отличаться от указанных в 2.9.40 или не устанавливаться:

- при нарушении электростанцией договорных условий по выполнению согласованных объемов работ и по обеспечению ремонта материалами и запасными частями;

- если по независящим от исполнителя причинам для ремонта были применены материалы и запасные части, не в полной мере отвечающие требованиям ремонтной и конструкторской документации;

- в силу объективных обстоятельств не в полной мере устранены выявленные при ремонте дефекты составных частей оборудования.

Причины, по которым в каждом из таких случаев принимаются решения об установлении гарантийных сроков (наработке) с отступлениями от установленных требований, должны быть отражены в актах на приемку из ремонта оборудования установки.

2.9.42 Гарантийные обязательства не вступают в действие, если нарушение работоспособности оборудования произошло не по вине исполнителя ремонта или вызвано скрытыми дефектами, которые не могли быть обнаружены средствами и методами, предусмотренными в НТД на ремонт.

Гарантийные обязательства могут быть прекращены с приведением обоснования исполнителем ремонта, если на оборудовании в течение гарантийного срока эксплуатации производился ремонт без участия или без согласования с ним.

2.9.43 Исполнитель ремонта к моменту окончания подконтрольной эксплуатации предоставляет электростанции окончательно оформленные отчетные документы на отремонтированное им оборудование, перечень которых приведен в акте на приемку из ремонта оборудования установки.

По окончании подконтрольной эксплуатации оборудования электростанция в 10-дневный срок полностью оформляет и сброшюровывает отчетную документацию по произведенному ремонту.

2.9.44. Все документы по экономическому стимулированию ремонтного персонала за обеспечение и повышение уровня качества ремонта должны рассматриваться по результатам подконтрольной эксплуатации оборудования. При этом положительное решение о применении экономического стимулирования принимается при условии получения исполнителем ремонта окончательной оценки качества выполненных ремонтных работ "отлично" или "хорошо", что должно быть отражено в договоре.

3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ ТЕПЛОВОЙ АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ, УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ

Настоящий раздел распространяется на средства тепловой автоматики и измерений (ТАИ), эксплуатируемые на ТЭС и в тепловых сетях, устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА) электростанций:

- устройства, предназначенные для автоматического регулирования, дистанционного и автоматического управления запорными и регулирующими органами, технологической защиты и блокировки;

- средства измерений теплотехнических, физических, химических и механических параметров;

- информационные, управляющие и вычислительные комплексы;

- устройства релейной защиты и электроавтоматики электростанций.

Настоящий раздел устанавливает:

- требования к ТОиР средств ТАИ;

- требования к ремонтной документации;

- порядок планирования ТОиР;

-порядок приемки из ремонта, контроля и оценки качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ;

-требования к ТОиР устройств РЗА.

3.1 Техническое обслуживание и ремонт средств ТАИ.

Ремонтная документация

3.1.1 Основной задачей ТОиР средств ТАИ является поддержание их исправного состояния и работоспособности с целью обеспечения в процессе эксплуатации технологического контроля и защиты тепломеханического оборудования ТЭС и тепловых сетей, управления этим оборудованием, надежности и экономичности его работы.

3.1.2 ТОиР предусматривает планирование, подготовку и проведение следующих видов работ:

- технического обслуживания;

- текущего ремонта;

- капитального ремонта.

Техническое обслуживание

Состав и периодичность технического обслуживания средств ТАИ установлены действующими НТД. Для устройств, на которые эти документы не распространяются, состав и периодичность технического обслуживания устанавливается энергопредприятием на основании заводской документации и опыта эксплуатации.

Текущий ремонт

Необходимость текущего ремонта и его объем определяются по результатам контроля технического состояния устройства ТАИ, осуществляемого при его техническом обслуживании и при устранении отказа в работе, а для средств измерений - также и перед их поверкой или калибровкой.

Капитальный ремонт

Объем капитального ремонта устанавливается отраслевой НТД и заводской документацией, а также на основании опыта эксплуатации, и уточняется по результатам дефектации составных частей устройства при полной его разборке.

Периодичность проведения капитального ремонта средств ТАИ установлена отраслевой документацией. Для устройств, на которые эти документы не распространяются, периодичность капитального ремонта устанавливается энергопредприятием на основании заводской документации и опыта эксплуатации.

3.1.3 ТОиР средств ТАИ производятся в соответствии с руководствами по капитальному ремонту и техническими условиями на ремонт, действующими отраслевыми нормами и нормативами, а также с учетом монтажно-эксплуатационных инструкций заводов-изготовителей средств ТАИ.

3.1.4 Техническое обслуживание средств ТАИ осуществляют цеха тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ) электростанций и тепловых сетей.

3.1.5 ЦТАИ электростанций и тепловых сетей в части организации ТОиР средств ТАИ:

- участвуют в выполнении плановых работ по ТОиР;

- устраняют отказы в работе аппаратуры, возникающие в процессе эксплуатации;

- участвуют в выполнении работ по модернизации и реконструкции систем управления технологическими процессами;

- выполняют тестирование средств АСУ ТП;

- выполняют наладку средств ТАИ;

- при необходимости участвуют совместно с научными и проектно-конструкторскими организациями в испытаниях при освоении головных образцов новой техники в области автоматизации энергооборудования;

- создают банк технической документации: руководств и технических условий, инструкций заводов-изготовителей, чертежей щитов, пультов, их монтажно-коммутационных схем и т.д.;

- составляют заявки на материалы и запасные части, осуществляют контроль за их правильным расходованием;

- внедряют передовые методы труда и новые совершенные формы организации ремонта, в том числе автоматизированные системы управления.

3.1.6 Служба тепловой автоматики (СТА) и метрологическая служба(МС) управляющей, генерирующей компании в части организации ТоиР средств ТАИ:

- осуществляют мероприятия по совершенствованию ТОиР средств ТАИ на ТЭС и в тепловых сетях;

- согласовывают заявки энергопредприятий и составляют собственные заявки на запасные части и материалы для ремонта;

- контролируют приобретение и распределение запасных частей;

- организуют изготовление специальной ремонтной оснастки;

- разрабатывают предложения по организации заводского (централизованного) ремонта.

3.1.7 Электростанции и тепловые сети привлекают для выполнения ремонтов, специальных ремонтных работ и модернизации средств ТАИ подрядные специализированные ремонтные предприятия и монтажные организации отрасли.

3.1.8 Важнейшим направлением совершенствования ТОиР средств ТАИ является внедрение заводского ремонта на основе стабильной технологии и развитой специализации с созданием соответствующего обменного фонда.

Заводской ремонт средств ТАИ осуществляется централизованно:

- на крупных энергопредприятиях - за счет создания центральных лабораторий и мастерских;

- на производственных базах и цехах ТАИ специализированных ремонтных предприятий, находящихся в данном регионе.

3.1.9 Состав и ведение эксплуатационной и ремонтной документации в ЦТАИ определяется СО 34.35.521-00 (РД 153-34.1-35.521-00).

3.2 Планирование технического обслуживание и ремонта средств ТАИ

3.2.1 ЦТАИ ТЭС и тепловых сетей ежегодно составляют графики технического обслуживания и ремонта средств ТАИ, а также планы работ по модернизации систем управления технологическими процессами.

СТА и МС управляющей, генерирующей компании ежегодно составляют годовые и месячные планы заводского ремонта средств ТАИ.

3.2.2 Графики и планы, составляемые ЦТАИ, утверждаются главным инженером энергопредприятия.

Планы, составляемые СТА и МС, утверждаются главным инженером управляющей, генерирующей компании.

3.2.3 На основании ежегодных графиков и планов ЦТАИ определяют и согласуют с СТА и МС трудоемкость работ, необходимую численность ремонтного персонала, потребность в материалах и запасных частях, а также осуществляют контроль за соблюдением нормативной периодичности проведения ТОиР средств ТАИ и выполнением работ по модернизации систем управления технологическими процессами.

3.2.4 Разработка графиков ТОиР средств ТАИ производится, исходя из следующих условий:

- техническое обслуживание средств ТАИ выполняет персонал ЦТАИ энергопредприятий;

- капитальный и текущий ремонты средств ТАИ, как правило, выполняет персонал специализированных ремонтных предприятий;

- при наличии подразделения по заводскому ремонту капитальный ремонт средств ТАИ в основном выполняется в этом подразделении.

3.2.5 Для организации ремонта средств ТАИ энергопредприятием создается обменный фонд технических средств автоматизации, обеспечивающий: оперативную замену в течение года отказавших в процессе эксплуатации устройств ТАИ каждого типа, входящих в состав штатных систем теплотехнического контроля, автоматического регулирования, дистанционного управления, технологических защит, блокировок и сигнализации теплоэнергетического оборудования (годовой эксплуатационный запас восстанавливаемых устройств ТАИ), плановую замену в течение года устройств каждого типа, отработавших свой межремонтный ресурс, для передачи их в капитальный ремонт (годовой ремонтный запас восстанавливаемых устройств ТАИ); возможность проведения капитального ремонта устройств ТАИ с установленной для них периодичностью (до 6-7 лет), в то время как при отсутствии обменного фонда периодичность ремонта устройств ТАИ вынуждено приравниваться к периодичности ремонта основного оборудования (4-5 лет); ритмичную работу и равномерную загрузку ремонтного персонала в течение всего года; возможность четкого планирования трудовых и материальных ресурсов на ремонт средств ТАИ.

3.3 Приемка из ремонта средств ТАИ, контроль и оценка качества

3.3.1 Приемка средств ТАИ из ремонта проводится отдельно по каждой функциональной группе устройств: автоматического регулирования, дистанционного управления, технологического контроля, информационных, управляющих и вычислительных комплексов и т.д.

3.3.2 Опробование и приемка из капитального ремонта всего объема средств ТАИ установки (энергоблока, котла, турбины, отдельного вида оборудования) производится перед пуском и на этапе приемо-сдаточных испытаний этой установки при приемке ее из ремонта.

При положительном результате опробования средств ТАИ на работающем оборудовании их ремонт считается законченным и дается предварительная оценка качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ.

Окончательная оценка качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ дается по результатам их подконтрольной эксплуатации в составе отремонтированной установки.

3.3.3. Основными показателями при контроле и оценке качества отремонтированных средств ТАИ и выполненных ремонтных работ являются:

1) соответствие технического состояния приборов, аппаратуры управления, сигнализации и защит, внутренней и внешней коммутации, кабельных связей и трубных проводок требованиям нормативно-технических документов на ремонт и монтаж, правилам технической эксплуатации и заводским инструкциям;

2) результаты проведения следующих контрольных операций:

- измерительные приборы должны быть включены в работу и при этом должны быть проверены целостность измерительных линий и исправность датчиков, надежная работа кинематики регистрирующих и контактных устройств, правильность уставок защит и сигнализации;

- схемы управления электроприводами запорных и регулирующих органов должны быть опробованы в работе, в том числе проверены точность" установки конечных выключателей, работа сигнализации положения запорных органов и указателей положения регулирующих органов, работа электроприводов по командам из цепей защит и блокировок;

- технологические защиты должны быть опробованы и проверены путем имитации срабатывания датчиков с воздействием через выходные реле схем защит на исполнительные устройства;

- внешний вид и чистота приборов и аппаратуры щитов, пультов и сборок (отсутствие царапин и нарушений окраски, пыли и грязи);

- исправность дверей и замков сборок, панелей и пультов;

- наличие протоколов проверки и наладки аппаратуры, карт настройки регуляторов, паспортов измерительных приборов или документов, заменяющих паспорта.

3.3.4. Оценки за качество ремонта устанавливаются комиссией, принимавшей средства ТАИ из ремонта:

- "отлично" - при отсутствии замечаний;

- "хорошо" - при обнаружении недостатков, которые могут быть устранены в течение 24 часов;

- "удовлетворительно" - если устранение обнаруженных недостатков требует более 24 часов.

3.3.5. На работы по ремонту средств ТАИ, выполняемые специализированными ремонтными предприятиями и другими организациями, устанавливаются гарантийные обязательства, условия и продолжительность которых, определяются нормативно-технической документацией на ремонт устройств.

3.3.6 Проведение ремонта регистрируется в документации ЦТАИ. Если ремонт выполнялся подрядной организацией, то его проведение, кроме того, оформляется и актом приемки (приложение 31).

3.4 Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗА

3.4.1 Организация и проведение ТОиР устройств РЗА осуществляется в соответствии с требованиями «Правил технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ» СО 34.35.617-2001 (РД 153-34.0-35.617-2001), а также в соответствии с требованиями нормативных документов, указанных в «Перечне нормативных документов, используемых при проведении технического обслуживания устройств РЗА», приложение 1 вышеуказанного руководящего документа.

4 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

4.1 Общие положения

4.1.1 Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна выполнять следующие основные функции:

- обеспечение подачи потребителям тепловой энергии установленных параметров в соответствии с заданным графиком при утечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативные;

- оперативное управление работой тепловых сетей;

- техническое обслуживание тепловых сетей;

- координация управления работой элементов системы централизованного теплоснабжения (источники тепловой энергии, тепловые сети, системы теплопотребления) согласно балансовой принадлежности;

- разработка текущих и перспективных тепловых и гидравлических режимов системы централизованного теплоснабжения;

- подготовка и выдача разрешений и технических условий на присоединение новых потребителей (абонентов) и на изменение договорных тепловых нагрузок существующих потребителей;

- организация разработки проектно-сметной документации для вновь строящихся тепловых сетей, контроль за строительством тепловых сетей и приемка их в эксплуатацию;

- подготовка технической и проектно-сметной документации для проведения реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей;

- осуществление технического надзора за строительством новых и реконструируемых тепловых сетей и сооружений, а также за проведением капитального ремонта, приемка их в эксплуатацию;

- проведение испытаний тепловых сетей, выполнение диагностических работ, осуществление контроля за наружной и внутренней коррозией трубопроводов;

- внедрение энергосберегающих технологий;

- формирование и пополнение аварийного неснижаемого запаса МТР для выполнения аварийного ремонта;

- осуществление технологического контроля за теплопотребляющими установками потребителей;

- организация и проведение ремонтов зданий и сооружений тепловых сетей;

-организация и проведение аварийно-восстановительных работ в тепловых сетях.

4.1.2 Специфика централизованного теплоснабжения, выражающаяся в неразрывности процессов выработки, передачи и потребления тепловой энергии, требует концентрации ответственности за полное обеспечение потребителей в тепле, максимальной эффективности использования основных фондов, тесной взаимосвязи эксплуатации и ремонта.

4.1.3 Система технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений сетей предусматривает выполнение комплекса работ, производимых с определенной периодичностью, направленных на обеспечение надежного теплоснабжения, исправного состояния оборудования, экономичной и безопасной его эксплуатации, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплекс проводимых работ включает в себя:

- техническое обслуживание;

- проведение диагностического обследования и анализа повреждаемого оборудования и установление на основании этих данных оптимальных сроков проведения капитальных ремонтов;

- ремонт оборудования, зданий и сооружений;

- своевременное и полное обеспечение эксплуатационных и ремонтных работ необходимыми материалами, запасными частями и оборудованием;

- внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтом, специализации ремонтных работ, комплексной механизации и передовой технологии;

- контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта.

4.1.4 Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, тепловой автоматики, защиты, средств измерений, устройств диспетчерского управления и связи, производственных зданий и технологических сооружений сетей (систем централизованного теплоснабжения) возлагается на предприятие тепловых сетей.

4.1.5 Предприятия тепловых сетей несут ответственность за техническое состояние оборудования, зданий и сооружений, выполнение нормативных сроков периодичности и объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильные показатели эксплуатации и надежность теплоснабжения, а также качество и сроки отремонтированного оборудования, зданий и сооружений.

4.1.6 В обязанности предприятия тепловых сетей входит:

- организация технического обслуживания и ремонта сетей;

контроль технического состояния оборудования, зданий и сооружений;

- определение объема и планирование текущих и капитальных ремонтов оборудования, зданий и сооружений;

- обеспечение ремонта финансированием, проектно-сметной документацией, материальными и трудовыми ресурсами (собственными или путем привлечения подрядных организаций, согласование с ними объемов и сроков выполнения ремонтных работ);

- проведение совместно с исполнителями технической подготовки ремонта, организации и производства ремонтных работ, приемки из ремонта и оценке качества;

- внедрение прогрессивных технологий ремонта.

4.1.7 Текущий и капитальный ремонты оборудования, зданий и сооружений сетей могут выполняться:

- собственным персоналом предприятия тепловых сетей;

- силами ремонтных предприятий энергосистем;

- привлекаемыми специализированными ремонтными и строительно-монтажными предприятиями, другими предприятиями и организациями.

4.1.8 Специальные ремонтные работы, выполняют, как правило, специализированные ремонтные и строительно-монтажные предприятия.

4.1.9 Ремонтные и строительно-монтажные предприятия любой формы собственности являются ответственными за сроки и качество выполнения работ в согласованных объемах и в соответствии с договором.

4.1.10 Предприятия тепловых сетей, привлекающие к работам специализированные предприятия и организации строят свои отношения, сними в соответствии с договором и Руководящим документом "Основные положения и требования договора на выполнение работ по ремонту оборудования электростанций" СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002).

 

Рекомендуемая форма договора приведена в приложении 32.

4.1.11 Организационная структура предприятия тепловых сетей предусматривает создание соответствующих ремонтных подразделений:

- по технической подготовке ремонтов - службы, отдела (группы);

- по исполнению ремонтов - цехов, служб, районов, участков, бригад;

- по исполнению проектно-сметных работ.

4.1.12 Предприятия тепловых сетей ведут систематический учет технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений и на базе их анализа разрабатывают организационно-технические мероприятия по улучшению этих показателей.

4.2 Техническое обслуживание

4.2.1Техническое обслуживание действующего оборудования, сетей предусматривает выполнение комплекса операций по осмотру, контролю, смазке и регулировке, не требующих вывода его в ремонт.

При этом:

- устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида оборудования с учетом требований заводов-изготовителей и местных условий;

- назначаются ответственные исполнители технического обслуживания в зависимости от содержания работ (эксплуатационный или ремонтный персонал);

ведутся журналы технического обслуживания по видам оборудования, в которые вносятся сведения о выполненных работах по техническому обслуживанию и исполнителях.

4.2.2 В процессе технического обслуживания осуществляется:

1) поддержание в исправном состоянии всего оборудования, строительных и других конструкций сетей, проводя их своевременный осмотр и профилактический ремонт;

2) обслуживание оборудования сетей, в том числе теплоисточников, находящихся на балансе предприятия тепловых сетей, наблюдение за работой теплопроводов, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств автоматики, СДТУ и защит, электротехнического оборудования, устройств защиты от электрохимической коррозии других элементов оборудования, своевременное устранение всех замеченных дефектов, осмотров и обходов оборудования по графику;

3) устранение излишних потерь путем удаления скапливающейся в каналах и камерах воды, ликвидации проникновения грунтовых и верховых вод в камеры и каналы, своевременное выявление и восстановление разрушенной тепловой изоляции и покровного слоя;

4) удаление воздуха из теплопроводов через воздушники, ликвидация присосов воздуха в сети, поддержание необходимого избыточного давления во всех точках сети и системах потребителей;

5) поддержание чистоты в камерах и проходных каналах, недопущение возможности проникновения в них посторонних лиц;

6) принятие мер к предупреждению, локализации и ликвидации неполадок и аварий в сетях;

7) проведение по графику испытаний сетей на гидравлическую плотность, максимальную температуру, тепловые и гидравлические потери, на наличие потенциалов блуждающих токов и т.п.;

8) осуществление контроля за техническим состоянием тепломеханического оборудования тепловых пунктов и его регулировкой;

9) проведение контроля состояния строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземных прокладках сетей путем профилактических плановых шурфовок, термографического обследования состояния теплотрасс с применением "тепловизора" и других методов диагностирования.

4.3 Плановый ремонт

4.3.1 Необходимость проведения планового ремонта определяется фактическим состоянием сети, обеспечением надежного и экономичного теплоснабжения, необходимостью увеличения отпуска тепла, улучшения гидравлических режимов, снижением стоимости транспорта тепла и т.д.

4.3.2 Периодичность планового ремонта определяют конструктивные особенности сети, применяемые материалы, уровень эксплуатационно-технического обслуживания действующих сетей и т.п.

4.3.3 Плановый ремонт сетей подразделяется на:

- текущий ремонт;

- капитальный ремонт.

4.3.4. В течение отопительного сезона в сетях выявляются дефекты, подлежащие устранению при текущем ремонте.

4.3.5 Текущий ремонт сетей проводится ежегодно по графику после окончания отопительного сезона.

Сроки ремонта ответвлений должны совмещаться со сроками ремонта магистральных тепловых сетей.

4.3.6 График ремонтных работ составляется, исходя из одновременного ремонта трубопроводов сети и тепловых пунктов, а также ревизии и ремонта головных задвижек, оборудования схем подготовки подпиточной воды и расходомерных устройств на выводах теплоисточников.

4.3.7. Для проведения текущего ремонта вся сеть может быть разбита на отдельные участки для возможности выполнения работ в сроки, согласованные с городскими жилищными организациями.

4.3.8 График текущего ремонта сети составляется с учетом проведения ремонтных работ на теплоисточниках и согласовывается с теплоисточниками, предприятиями, обслуживающими теплопотребляющие установки, с местными органами власти и утверждается генерирующей компанией.

4.3.9. При проведении текущего ремонта выполняются, в основном, следующие работы:

1. Каналы, камеры, павильоны, опоры и эстакады

1.1. Устранение отдельных неплотностей в стенах проходных каналов и камер, заделка отдельных выпадающих кирпичей, частичный ремонт отмостки и кровли.

1.2. Смена отдельных ходовых скоб.

1.3. Ремонт лестниц, площадок и ограждений с подваркой металлоконструкций.

1.4. Восстановление окраски металлоконструкций.

1.5. Очистка попутных дренажей и водовыпусков от ила.

1.6. Восстановление и заделка разрушенных люков.

2. Трубопроводы, арматура и оборудование сетей, насосных станций

2.1.Замена отдельных труб или поврежденных участков, устранение выявленных дефектов.

2.2.Сварка или подварка отдельных стыков труб.

2.3.Частичный ремонт тепловой изоляции (до 5% общей длины участка трубопроводов) с восстановлением антикоррозионных покрытий и окраски.

2.4.Вскрытие и ревизия запорной, дренажной, воздухоспускной и регулирующей арматуры (задвижек, вентилей, регулирующих, обратных, предохранительных и редукционных клапанов), ремонт этой арматуры со сменой отдельных деталей, притирка дисков или золотников; набивка или смена сальниковых уплотнителей, смена прокладок и подтяжка болтов сальниковых и фланцевых соединений.

2.5. Ревизия и мелкий ремонт насосов, вскрытие, осмотр дисков, смена набивки сальниковых уплотнителей, смена подшипников.

2.6. Ревизия и мелкий ремонт электрических, электромагнитных и гидравлических приводов запорной и регулирующей арматуры, электродвигателей насосов и пусковой аппаратуры к ним без смены деталей.

2.7. Вскрытие и очистка грязевиков, фильтров, конденсационных и аккумуляторных баков.

2.8. Ремонт приборов контроля, аппаратуры автоматики, регулирования, защиты, телеизмерения и управления и их замена;

2.9. Ремонт элементов электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

2.10 Комплексное опробование насосных станций перед началом отопительного сезона для определения качества ремонта, правильности работы и взаимодействия всего тепломеханического и электротехнического оборудования, средств контроля, автоматики, телемеханики и защиты.

4.3.10. К капитальному ремонту относятся работы, при проведении которых восстанавливается изношенное оборудование и конструкции, или они заменяются более прочными и экономичными, улучшающими эксплуатационные качества ремонтируемых сетей.

4.3.11 Капитальный ремонт, как правило, производится в летний период по заранее составленному для каждой магистрали и района сети в целом плану-графику, согласованному с местными органами власти и утвержденному генерирующей компанией.

Капитальный ремонт может производиться круглогодично при условии обеспечения потребителей тепловой энергией.

4.3.12 Капитальный ремонт тепловых сетей проводится, исходя из фактического состояния сетей, на основании аварийных актов, актов диагностического (инструментального) обследования сетей, статистики и анализа повреждений, циркуляров и др.

4.3.13 Перечень основных работ, проводимых при капитальном ремонте тепловых сетей:

1.Каналы, камеры и опоры надземных прокладок

1.1. Восстановление поврежденных или смена пришедших в негодность строительных конструкций каналов, камер, павильонов, смотровых колодцев и опор надземных прокладок.

1.2. Восстановление поврежденных, смена пришедших в негодность или прокладка дополнительных дренажей из камер и каналов, а также попутных дренажей для понижения уровня грунтовых вод на действующих сетях.

1.3. Полная или частичная смена гидроизоляции каналов и камер.

1.4. Восстановление или смена подвижных и неподвижных опор, а также системы креплений трубопроводов при надземных прокладках, на эстакадах и искусственных сооружениях (мостах, путепроводах).

1.5. Вскрытие и очистка каналов от заиливания с восстановлением изоляции.

1.6. Смена металлических спускных лестниц в камерах и на эстакадах или более 50% ходовых скоб.

1.7. Смена люков.

2.Трубопроводы, арматура, оборудование тепловых сетей и насосных станций

2.1. Смена пришедших в негодность трубопроводов с увеличением, в необходимых случаях диаметра труб (не более чем на два типоразмера), применение компенсаторов, запорной арматуры и других устройств более совершенных конструкций, более совершенных типов теплоизоляционных конструкций, а также отклонения при необходимости от существующей трассировки.

2.2. Полная или частичная замена тепловой изоляции, восстановление и нанесение вновь антикоррозионного покрытия и гидроизоляции на действующие трубопроводы.

2.3. Смена или установка дополнительных задвижек или другой запорной арматуры, компенсаторов и фасонных частей или их ремонт со сменой изношенных деталей.

2.4. Смена пришедшей в негодность регулировочной и предохранительной арматуры и автоматических устройств, средств автоматики, телемеханики и связи или ремонт со сменой основных изношенных деталей.

2.5. Смена или ремонт со сменой деталей электрических, электромагнитных, гидравлических и других приводов задвижек, авторегуляторов, насосов, а также пусковой аппаратуры к ним.

2.6. Смена или ремонт со сменой деталей силовой и осветительной аппаратуры и шкафов рабочего освещения в камерах, каналах, коллекторах, павильонов, на эстакадах и насосных станциях.

2.7. Смена и ремонт со сменой деталей насосов, грязевиков, конденсатоотводчиков, аккумулирующих емкостей и другого тепломеханического оборудования насосных и аккумуляторных станций.

2.8. Ремонт, дооборудование и смена тепловых щитов и теплоизмерительных приборов.

2.9. Ремонт со сменой негодных деталей и сооружение на действующих сетях устройств для защиты от электрохимической коррозии.

2.10. Ликвидация перекосов арматуры, образовавшихся в результате осадок трубопроводов при бесканальной прокладке, связанная с переваркой конструкций трубопровода (компенсаторов, фланцевых соединений, ответвлений) или опор.

2.11. Очистка внутренней поверхности труб и тепломеханического оборудования от накипи и продуктов коррозии механическим или химическим путем.

4.3.14 Сметы на капитальный ремонт утверждаются главным инженером предприятия тепловых сетей.

4.4 Техническая документация

4.4.1 Ремонтная документация должна содержать требования нормативных документов и предписаний Госгортехнадзора и РАО «ЕЭС России», Правил по охране природы, безопасности труда, пожарной безопасности и др., требования эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информационных сообщений и писем заводов-изготовителей оборудования.

Нормативно-техническая и технологическая документация на ремонт оборудования должна соответствовать требованиям государственных стандартов, строительных норм и правил, правил, норм и инструкций по безопасности труда, стандартов и руководящих документов, действующих в отрасли.

4.4.2 Ремонт оборудования сетей (насосы, арматура, КИП и автоматика, электрооборудование и др.) производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации.

К нормативно-технической документации относятся действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики.

К технологической документации относятся документы, разработанные в соответствии с государственными стандартами ЕСТД, рекомендациями Госстандарта и руководящими документами отрасли.

4.4.3 Капитальный ремонт собственно тепловых сетей (теплопроводы, строительные конструкции и др.) производится по следующей ремонтной документации:

- выполняемой проектной организацией или предприятием тепловых сетей:

- проект капитального ремонта и смета;

- проект организации строительства;

- проект организации дорожного движения (при необходимости)

- выполняемой подрядной строительной организацией или предприятием тепловых сетей:

- проект производства работ;

- исполнительная документация.

4.4.4 Ремонтная документация разрабатывается в соответствии со следующими нормативными документами:

СНиП 1.02.01-95 Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;

СНиП 2.04.07-85 Тепловые сети. Нормы проектирования;

СНиП II-23-81 Стальные конструкции;

СНиП 3.05.03-85" Тепловые сети;

СНиП 3.05.04-85 Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации.

СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составления проектной документации.

ГОСТ 21.605-82. Тепловые сети (тепломеханическая часть). Рабочие чертежи.

СанПиН 4723-88 Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения.

СП 41-101-95 Проектирование тепловых пунктов. Своды правил по проектированию и строительству к СНиП 2.04.07-85.

4.4.5 Проект - это совокупность документов (расчеты, чертежи и др.), по которым осуществляется новое строительство и капитальный ремонт тепловых сетей.

В состав проекта входят:

- общая пояснительная записка;

- общие указания к проекту прокладки сети;

- ведомость согласований;

- ведомость потребности в материалах;

- спецификация оборудования и сметы;

- техническое задание на проектирование;

- паспорт проекта;

- дендроплан;

- меры пожарной безопасности.

Чертежи:

- ситуационный план;

- план трассы;

- продольный профиль;

- технологический план и схемы узлов;

- строительная и технологическая части камер;

- узлы трубопроводов и неподвижные опоры;

- узлы пересечения теплотрассы с инженерными коммуникациями (водопровод, канализация, газопровод, кабельные линии, связь и др.).

В общие указания к проекту прокладки сетей включаются разделы:

1) общая часть;

2) трасса теплопроводов и строительные конструкции;

3) изоляция теплопроводов;

4) требования к качеству труб и производству работ;

5) защита от наружной коррозии;

6) указания по промывке теплопроводов;

7) условия строительства и пуска в эксплуатацию;

8) благоустройство территории.

4.4.6. В проекте организации строительства указываются:

- зона производства работ;

- необходимость и организация водопонижения;

- типы крепления откосов каналов;

- места складирования вынутого грунта;

- объездные дороги;

- перенос контактных сетей городского транспорта;

- площадка для размещения бытовых помещений для персонала и т.п.

4.4.7. В проекте производства работ указываются:

- очередность производства работ;

- размеры ограждаемых территорий;

- места складирования строительных конструкций, трубопроводов и материалов;

- размещение строительных машин и механизмов и схем их движения;

- схема размещения бытовых помещений персонала;

- подъездные дороги и схемы транспортных потоков;

- освещение зоны работ;

- установка предупредительных знаков;

- схема разработки грунта и т.п.;

- меры пожарной безопасности.

4.4.8 Исполнительная документация состоит из:

- исполнительных чертежей;

- актов на скрытые работы;

- сертификатов и паспортов на материалы и оборудование;

- актов на выполнение работы и т.п.

4.4.9 Проекты на капитальный ремонт сетей разрабатываются проектными организациями или предприятиями тепловых сетей в соответствии с утвержденными заданиями на проектирование.

4.4.10 Проекты, связанные с раскопками, подлежат обязательному согласованию с организациями, эксплуатирующими подземные инженерные коммуникации (по требованию отдела подземных сооружений - ОПС), организациями - юридическими владельцами, на территории которых предусматривается производство работ, в части планово-высотного положения подземных сооружений и методов производства работ, обеспечивающих сохранность зданий и сооружений, расположенных в непосредственной близости от мест разрытии для прокладки сетей.

4.4.11 Проекты на капитальный ремонт сетей согласовываются со следующими основными организациями:

1) с Управлением государственного контроля, охраны и использования памятников истории и культуры (по требованию ОПС) - при проектировании и строительстве в охранной зоне и в непосредственной близости от зданий и сооружений, охраняемых государством и известных археологических объектов;

2) с эксплуатационными организациями: Горгаз, Городская кабельная сеть, Горводопровод, Городская телефонная сеть и т.д.

3) с отделами городского управления благоустройства при проектировании и строительстве в зоне зеленых насаждений;

4) с местными органами власти, занимающимися вопросом охраны и контроля состояния экологической среды:

5) с отделением железной дороги при проектировании и строительстве в полосе отвода территории железной дороги;

6) с УГИБДД и предприятиями по эксплуатации дорог при проектировании и строительстве на городских магистралях, улицах, при разрытии дорожных покрытий и ограничении движения транспорта.

В отдельных случаях ОПС имеет право потребовать дополнительного согласования, если это связано с необходимостью обеспечения сохранности действующих подземных сооружений.

4.4.12 Представляемые на согласование в ОПС проекты должны содержать топографический план, профиль сооружения с данными о гидрогеологических условиях строительства, основные конструктивные чертежи и необходимые технические решения по обеспечении сохранности подземных и наземных зданий и сооружений и археологических объектов, расположенных в зоне строительства.

4.4.13 Изменение планово-высотного положения проектируемой сети в процессе строительства согласовывается с ОПС.

4.4.14. Все вносимые в ранее согласованные проекты изменения в процессе строительства, в части планового и высотного положения сети, применяемых материалов и конструкций, условий производства работ согласовываются до начала выполнения работ с проектной организацией, энергопредприятием, эксплуатационными и другими заинтересованными организациями, а также с ОПС.

4.4.15 Проект организации строительства разрабатывается проектной организацией одновременно с ремонтной документацией и проходит согласование со всеми заинтересованными организациями одновременно с проектом.

4.4.16 Проект производства работ разрабатывается организацией, выполняющей капитальный ремонт сетей, согласовывается с субподрядными организациями и утверждается строительной организацией.

4.4.17. В проектах производства работ и в проектах организации строительства на прокладку и переустройство сетей должны предусматриваться мероприятия по очередности перекладки подземных сооружений и коммуникаций, мероприятия, обеспечивающие сохранность наземных и подземных сооружений (в том числе известных археологических объектов) и зеленых насаждений, расположенных в зоне строительства.

4.4.18. В проекте производства работ для мест интенсивного движения транспорта и пешеходов указываются порядок и очередность выполнения работ, обеспечивающих безопасность движения.

4.4.19. При работах на улицах города проект производства работ должен содержать схемы изменения движения транспорта и пешеходов, согласование с управлением ГИБДД и Гортранса.

4.4.20 Проекты организации строительства и производства работ разрешается разрабатывать только на топографических планах масштаба 1:500 и 1:2000, изготовленных Горгеотрестом. Проектирование на планах (выкопировках) с топографических планов, выполненных другой организацией, без проверки Горгеотреста запрещается.

На топографических планах наносятся все существующие и ранее запроектированные подземные и наземные сооружения, красные линии, планировочные отметки и поперечные профили проектируемых проездов.

4.4.21. При наличии агрессивных грунтов и подземных вод, повышенных потенциалов и "блуждающих" токов во всех проектах на прокладку сетей должны быть предусмотрены необходимые мероприятия, обеспечивающие долговечность и сохранность их от коррозии.

4.4.22 Прокладка и переустройство подземных сооружений могут осуществляться открытым или закрытым способом.

Целесообразность применения того или иного способа должна определяться проектом с учетом местных условий и экономической целесообразности.

В центральной части города, а также на улицах и площадях с усовершенствованным дорожным покрытием, интенсивным движением транспорта и пешеходов, способ прокладки определяется с участием заказчика, подрядчика и владельца территории или дороги. При этом преимущество должно отдаваться закрытым способам (в щитовых тоннелях и коллекторах, в футлярах, проложенных способом продавливания и прокола).

4.5 Планирование ремонта

4.5.1 Планирование ремонта включает в себя разработку перспективных планов и годовых графиков ремонта по форме приложения 33.

4.5.2. На все виды ремонта оборудования, зданий и сооружений сетей составляются перспективные планы и годовые графики проведения работ.

4.5.3 Перспективные планы составляются предприятиями тепловых сетей сроком на 5 лет на основании заявок эксплуатационных районов, действующих нормативов и состояния оборудования.

4.5.4 Перспективные планы утверждаются предприятиями тепловых сетей и до 1 марта предшествующего планируемому периоду года направляются в генерирующую компанию.

К перспективному плану прилагается график ремонтов на планируемый период.

4.5.5. Перспективный план служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам.

4.5.6. В соответствии с перспективным планом ремонта сетей предприятие тепловых сетей до 1 сентября предыдущего года передает соответствующим проектным организациям задания на проектирование и другие исходные материалы.

Одновременно в Геоконторе Горкомархитектуры заказывается геоподоснова будущей трассы, и запрашиваются техусловия смежных организаций. Все эти материалы должны быть получены не позднее 1 января года выполнения проекта.

4.5.7 Годовой план ремонта составляется предприятием тепловых сетей на основании перспективного плана, предложений подразделений и с учетом фактического технического состояния сетей.

Состояние сетей определяется по анализу повреждений, происшедших за время их эксплуатации, данным анализа результатов ежегодно выполняемых плановых и внеплановых шурфовок, проведением термографического обследования состояния теплотрасс (с применением "тепловизора") и других методов диагностирования.

4.5.8 Подписанный предприятием тепловых сетей годовой план ремонта сетей направляется для утверждения в генерирующую компанию до 1 сентября предшествующего года, к годовому плану прилагается график ремонта.

4.5.9. В соответствии с планом ремонта сетей в январе планируемого года отделом (службой) по подготовке ремонтов с привлечением диспетчерской службы, эксплуатационных районов и других отделов и служб предприятия тепловых сетей составляется сводный график отключений сетей на капитальный ремонт.

Этот график утверждается генерирующей компанией, после чего, не позже 1 апреля, согласовывается с местными органами власти.

4.6 Подготовка к ремонту

4.6.1 Подготовка к ремонту - это разработка и выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, которые должны обеспечить высокое качество ремонтных работ, выполнение их в установленные сроки, оптимальные трудовые и материальные затраты. Разработка мероприятий, в том числе проекты организации строительства и проекты производства работ и сроки их выполнения предусматриваются в планах подготовки к ремонту.

4.6.2. В проектах производства работ на перекладку сетей в зоне зеленых насаждений на территории сельскохозяйственных угодий и в других местах, где имеется плодородный слой растительной земли, предусматривается срезка этого слоя и использование его для озеленения и последующего восстановления плодородия почвы на данном объекте.

4.6.3 Восстановление дорожных покрытий в зимний период выполняется по специально разработанному проекту производства работ, обеспечивающему необходимое качество устройства основания.

4.6.4 На производство земляных работ, связанных с проведением планового ремонта сети до начала ремонта оформляется специальное разрешение (ордер). Ордер выдает административная инспекция местного органа власти на основании согласований дорожно-эксплуатационных организаций только лицам инженерно-технического состава (начальник участка, старший прораб, прораб, мастер), допущенным к производству строительных работ.

4.6.5 Для получения ордера на производство земляных работ строительная или ремонтная организация представляет в административную инспекцию следующие материалы:

1) рабочую документацию, рабочие проекты, согласованные ОПС и местными органами власти;

2) проект производства, включая работы в зоне расположения кабельных и воздушных линий электропередачи и линий связи, транспортных и железнодорожных путей и других ответственных сооружений с указанием сроков производства работ, ограждаемых территорий и мероприятия по сохранности подземных и наземных сооружений, расположенных в зоне ремонта, согласованный с соответствующими эксплуатационными организациями в части методов ведения работ и утвержденный главным инженером ремонтной организации;

3) схему организации движения городского транспорта и пешеходов на период проведения ремонтных работ, разработанную проектной организацией и согласованную с заинтересованными организациями;

4) обязательства (договор) управлений дорожного хозяйства и благоустройства, других организаций по восстановлению дорожных покрытий;

согласование с управлением "Горзеленхозстрой" объемов работ по пересадке (вырубке) зеленых насаждений и мероприятий по их защите и восстановлению в зоне ремонта;

уведомление:

-предприятия "Горгаз" - о мероприятиях по сохранности подземных газопроводов и защите газовых сетей от коррозии;

-организаций кабельных сетей - о сохранности высоковольтных кабельных линий;

-организаций Городской связи - о сохранности линий связи.

4.6.6 В ордере указываются:

- фамилия, имя, отчество, должность лица, ответственного за ведение работ;

- срок выполнения работ на объекте, в том числе на проезжей части улиц, увязанный с представленным проектом производства работ;

- организации, на которые возлагаются работы по восстановлению дорожных покрытий, зеленых насаждений, благоустройства прилегающих территорий и сроки их выполнения;

- организации, представители которых должны быть вызваны на место до начала земляных работ для уточнения местоположения действующих подземных сооружений.

4.6.7 Административная инспекция выдает ордер на производство работ, связанных с разрытием, на плановый срок, но в пределах срока действия согласования проекта ОПС.

Если в указанные сроки работы не могут быть выполнены, предприятие тепловых сетей не позднее, чем за месяц до истечения срока согласования, пересогласовывает проект в ОПС, а ремонтная организация - продляет срок действия ордера в Административной инспекции.

4.6.8 Проведение капитального ремонта не должно приводить к нарушению нормального теплоснабжения потребителей тепловой энергии или время перерыва теплоснабжения должно быть минимальным. Срок перерыва должен быть согласован с местным органом самоуправления.

4.6.9 В техническом задании на разработку документации для проведения капитального ремонта сети должны быть даны указания о необходимости обеспечения теплоснабжения потребителей, получающих тепло от этого участка.

4.6.10 При невозможности обеспечить потребителей нормальным теплоснабжением на все время планового ремонта в проектной документации должно быть предусмотрено строительство временного теплопровода (байпаса), прокладываемого, как правило, параллельно существующей трассе и наземно.

4.6.11 Диаметр временного теплопровода определяется расчетом.

При выполнении планового ремонта в летнее время байпас может быть меньшим диаметром, чем основной теплопровод.

4.6.12. До вывода участка сети в плановый ремонт должно быть закончено сооружение временного байпаса и на него переключены все потребители.

4.6.13. После окончания планового ремонта теплосети временный байпас должен быть убран, а территория, по которой он проходил, приведена в порядок.

4.6.14. Все объекты планового ремонта обеспечиваются необходимыми материалами, оборудованием и запасными частями, согласно ремонтной документации и заявкам в соответствии с утвержденным годовым графиком.

4.6.15. При установлении необеспеченности планового ремонта материальными и финансовыми ресурсами вопрос о начале ремонта, его продолжительности в объеме ремонтных работ передается на решение в энергосистему.

4.6.16 Координация и согласование размещения подземных сооружений на территории города осуществляется ОПС или другими службами Торкомархитектуры.

4.6.17 Ремонт и переустройство подземных сооружений может осуществляться открытым и закрытым способами, целесообразность применения того или другого способов должны определяться в каждом конкретном случае проектом, с учетом местных условий.

4.6.18 Разрытия для ремонта и переустройства сетей (кроме аварийных случаев) на центральных площадях и улицах города, а также на основных магистралях, могут производиться только с разрешения местных органов власти по представлению соответствующих обоснований службами Горкомархитектуры, Административной инспекции и Управления ГИБДД.

4.6.19 Ремонт и переустройство подземных сетей, выполнение всех других работ, связанных с разрытиями, осуществляется по проектам, согласованным и утвержденным в установленном порядке энергопредприятием, при его техническом надзоре и при авторском надзоре проектной организации с соблюдением следующих основных нормативных документов:

1) строительных норм и правил - правила производства и приемки работ, техника безопасности в строительстве и др.;

2) правил охраны линий связи;

3) правил охраны высоковольтных электрических сетей;

4) правил безопасности в газовом хозяйстве СО 153-34.03.356-00 (ПБ 12-368-00);

5) правил устройства электроустановок (ПУЭ) СО 153-34.20.120-2003;

6) других Федеральных и ведомственных нормативных документов на проектирование, строительство и приемку в эксплуатацию подземных инженерных сооружений.

4.6.20. Все проекты на ремонт и переустройство сетей в зоне расположения линий метрополитена согласовываются с эксплуатационными службами городского метрополитена, а на пересечении с проектируемыми трассами метро - с институтом " Метрогипротранс".

4.6.21 Ликвидируемые подземные сооружения сетей, как правило, извлекаются из грунта. При значительной трудоемкости, высокой стоимости работ по извлечению или другим причинам, они могут быть, по согласованию с ОПС, оставлены в грунте при условии освобождения сооружений от сетевой воды, демонтажа запорной арматуры, разборки камер и колодцев на глубину не менее 1 метра, тщательного заполнения всех пустот сооружений песком или песчаным грунтом. Все выполненные работы отражаются на исполнительных чертежах, которые передаются в ГорГеотрест.

Выполнение указанных работ предусматривается в проектах на переустройство сетей, прокладываемых взамен ликвидируемых, или в отдельных проектах.

4.7 Вывод в ремонт и производство ремонта

4.7.1 Вывод в ремонт оборудования и сооружений и ввод их в работу производятся по диспетчерским заявкам.

4.7.2 Началом ремонта оборудования считается момент отключения его от сети. При выводе оборудования в ремонт из резерва, началом ремонта считается время диспетчерского разрешения на вывод его в ремонт.

4.7.3. До вывода в плановый ремонт подготавливается трасса сети: вырубаются или пересаживаются зеленые насаждения, убираются временные постройки, строятся объездные дороги и т.п.

4.7.4. Перед отключением сети производится:

- перевод теплоснабжения потребителей от специально построенного временного теплопровода или от других тепломагистралей;

- после получения разрешения диспетчера на вывод в ремонт тепловой сети эксплуатационный персонал производит все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ, производит опорожнение трубопроводов сети и выдает общий наряд-допуск на ремонт тепловой сети.

4.7.5. В процессе проведения ремонта руководители предприятий и организаций, участвующих в ремонте, обеспечивают:

- выделение необходимых строительных машин и механизмов;

- своевременную доставку на объект необходимых материалов, оборудования и запасных частей;

- своевременную выдачу бригадам производственных заданий;

- обеспечение стабильности и достаточной квалификации ремонтного персонала;

- выполнение исполнителями ремонта требований технологической и ремонтной документации;

- соблюдение производственной и трудовой дисциплины, правил пожарной безопасности, правил охраны труда.

4.7.6 Ремонтные организации отвечают за сроки начала и окончания, качество выполненных ремонтных работ, технологическую, производственную и трудовую дисциплину, а также за соблюдение правил техники безопасности и противопожарной безопасности своим персоналом.

4.7.7. В случае нарушения ремонтной организацией порядка и сроков производства работ по выданному ордеру административная инспекция имеет право прекратить действие указанного ордера и не выдавать этой организации ордеров на новые работы до завершения ею начатых работ или ставить вопрос перед предприятием тепловых сетей о прекращении финансирования объекта.

4.7.8. С целью повышения уровня проектной документации, качества проведения работ и приемки в эксплуатацию законченных строительством и капитальным ремонтом сетей на предприятии тепловых сетей могут организовываться группы по проведению технического надзора.

Основными производственными задачами группы технического надзора являются:

1) рассмотрение, анализ и выдача замечаний по поступившим проектным заданиям и рабочим проектам на строительство новых и капитальный ремонт существующих сетей, а также специальных инженерных сооружений на них (дюкера, щитовые тоннели, мостовые переходы, насосные станции и др.);

2) согласование указанной документации после внесения исправлений на основании замечаний;

3) решение вопросов, возникающих в процессе строительства и ремонта, и требующих изменения принятых проектных решений;

4) ведение постоянного пооперационного технического надзора за качественным производством работ при новом строительстве и капитальном ремонте сетей;

5) контроль выполнения работ на объектах в полном объеме утвержденной документации, не допуская отклонений от них;

6) непосредственное участие в комиссиях по приемке объектов в эксплуатацию;

7) проверка и приемка исполнительной документации на законченные строительством и ремонтом объекты сетей;

8) разработка и представление руководству энергопредприятия предложений и мероприятий, направленных на улучшение качества проектирования, строительства и ремонта сетей, повышение надежности и безопасности их эксплуатации.

4.7.10. В процессе проведения планового ремонта техническим надзором предприятия тепловых сетей осуществляется поэтапный технический контроль за качеством выполнения работ.

4.7.11. Все замечания, выявленные при производстве работ, записываются в журнал производства работ.

4.7.12. В процессе производства работ подлежат промежуточной приемке:

- разбивка трассы;

- устройство оснований траншей и котлованов;

-монтаж строительных конструкций, заделка и омоноличивание стыков;

- гидроизоляция строительных конструкций;

- дренажные устройства;

- укладка трубопроводов;

- сварка трубопроводов и закладных частей сборных конструкций;

- антикоррозионное покрытие труб;

- тепловая изоляция трубопроводов;

- растяжка П-образных и сильфонных компенсаторов;

- сальниковые компенсаторы;

- ревизия и испытания арматуры;

- холодное натяжение трубопроводов;

- очистка внутренней поверхности труб;

- промывка трубопроводов;

- гидравлическое или пневматическое испытание;

- устройство электрозащиты;

- укладка футляров;

- обратная засыпка траншей и котлованов.

- вертикальная планировка, восстановление элементов благоустройства.

4.7.13 Акты промежуточной приемки входят в документацию, предъявляемую при приемке сетей в эксплуатацию.

Формы актов на скрытые работы приведены в приложениях 34, 35, 36, 37, 38, 39.

4.8 Приемка из капитального ремонта

4.8.1 Приемка сетей (участков) после проведения капитального ремонта и реконструкции тепловых сетей осуществляется в соответствии со СНиП 3.01.04-87 "Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения", СНиП 3.05.03-85" Тепловые сети".

4.8.2 Приемку сетей из капитального ремонта производит комиссия под руководством главного (заместителя главного) инженера энергопредприятия или начальника района.

4.8.3. В состав комиссии для приемки объекта после капитального ремонта входят:

- начальник эксплуатационного района;

- главный инженер (зам. начальника) района;

- представитель организации, производившей ремонт;

- представитель технического надзора;

- мастер линейного участка, обслуживающий этот участок сетей;

- инженер-инспектор по эксплуатации и технике безопасности.

4.8.4 Состав комиссии оформляется приказом по предприятию тепловых сетей.

4.8.5 Руководители работ, предприятий и организаций, участвующих в капитальном ремонте предъявляют приемочной комиссии исполнительную документацию, составленную в процессе проведения работ.

4.8.6. В состав исполнительной документации входит:

1) проектно-сметная документация на капитальный ремонт объекта;

2) приказ Заказчика о назначении приемочной комиссии;

3) акт приемочной комиссии.

Форма акта приемки тепловой сети из капитального ремонта приведена в приложении 40;

4) приложение к акту приемочной комиссии (список замечаний и недоделок);

5) исполнительные чертежи;

6) акт на разбивку теплотрассы;

7) акт на скрытые работы по линейным конструкциям теплотрассы;

8) акт на скрытые работы по камерам;

9) акт на гидравлическое (пневматическое) испытание теплопроводов на прочность и плотность;

10) акт о растяжке компенсаторов;

11) сертификаты на трубы и их изоляцию;

12) паспорта на отводы, переходы, тройники и другие фасонные детали;

13) паспорта на задвижки Ду 500 мм и более и дистанционные электроприводы к ним;

14) паспорта на насосы и электродвигатели;

15) паспорт теплосети (объекта);

16) удостоверения сварщиков;

17) заключение на проведение контроля сварных соединений;

18) журнал технадзора;

19)справка о результатах измерений разности потенциалов "Теплопровод-земля";

20) акт на приемку "активной" защиты;

21) акт на приемку электрических работ в объеме проекта;

22) акт на выполнение работ по автоматике, телемеханике и кабелям связи;

23) акт на выполнение работ по дренажным насосным станциям;

24) протоколы опробования и испытаний отдельных видов оборудования;

25) акт на приемку грузоподъемных механизмов;

26) акты входного контроля запасных частей и материалов, в т.ч. сварочных;

27) акты проверки на герметичность запорной арматуры;

28) акты на заварку контрольного сварного стыка;

29) ведомость дефектов;

30) справка технического надзора о ликвидации недоделок и замечаний по акту рабочей комиссии.

При капитальном ремонте спецсооружений, коллекторов, дюкеров, мостовых переходов, мостовых путепроводов, щитовых проходок и т.п. должны быть ликвидированы все отклонения от проектной документации.

4.8.7. В состав исполнительных чертежей входят:

- ситуационный план в М = 1:2000;

- план теплотрассы, дренажей и водостоков в М=1:500;

- профили теплотрассы, дренажей и водостоков в масштабах: вертикальный 1:50 (1:100) и горизонтальный - 1:500;

- схема сварных стыков (без масштаба);

- чертежи камер и узлов в М=1:20;

- чертежи по прокладке тепловых сетей в мостовых путепроводах, мостах, щитовых проходках, дюкерах и т.п.;

- при наземной прокладке чертежи высоких и низких опор и конструктивные чертежи неподвижных опор;

- узлы пересечения с подземными коммуникациями (водопровода, канализации, теплосети, водостока и т.п.).

4.8.8 Исполнительные чертежи должны отвечать следующим требованиям:

1) выполняться в 4-х экземплярах, в том числе один экземпляр на кальке;

2) должны быть проверены инженером и геодезистом технадзора и иметь штамп согласования с ОПС;

3) при сдаче на проверку представляются рабочие чертежи проекта по объекту в целом, с внесенными в них изменениями в процессе ремонта и строительства и их согласованиями;

4) в правой части исполнительного чертежа производитель работ делает надпись "Отклонений от проекта не имеется" или перечисляет допущенные отклонения от проекта с указанием даты и номера согласования;

5) в штампе исполнительных чертежей следует указать наименование и адрес объекта, название проектной организации, название организации, проводившей работы, номер и дату согласования проекта с ОПС, номер заказа проекта и дату выпуска проекта, номер ордера и дату выдачи права на производство работ, даты начала и окончания работ;

6) чертежи должны быть подписаны руководителем организации, проводившей работы, производителем работ и геодезистом, производившим привязку и нивелировку построенной трассы.

Подписи заверяются печатью организации.

Исполнительные чертежи принимаются представителем предприятия тепловых сетей.,

4.8.9. По результатам осмотра объекта, испытаний, проверки и анализа предъявленной документации приемочная комиссия дает разрешение на включение сети в работу.

4.8.10 Операции по включению сети в работу производятся эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт, по распоряжению главного инженера предприятия тепловых сетей или ответственного за эксплуатацию трубопровода.

Распоряжение оформляется записью в оперативном журнале диспетчера.

4.8.11 Окончанием капитального ремонта считается время включения сети и установление в ней циркуляции сетевой воды, а если участок по режимным условиям не включается в работу, то время окончания ремонта устанавливается приемочной комиссией.

4.8.12 Тепловая сеть проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 часов.

4.8.13 Испытания под нагрузкой производятся при постоянной работе сети по нормальной эксплуатационной схеме с доведением нагрузки до номинальной.

Если номинальная нагрузка и параметры не могут быть достигнуты по независящим от предприятия тепловых сетей причинам, то предельные параметры и нагрузка устанавливаются по режиму работы сети и оговариваются в акте приемки.

Если по условиям эксплуатации включение сети в работу не производится, то она принимается без испытания под нагрузкой по результатам проверки исполнительной документации.

В этом случае предприятие тепловых сетей и исполнитель ремонта согласовывают дополнительные условия приемки сети. При этом выявленные при пуске дефекты устраняются ремонтной организацией вне зависимости от срока включения.

4.8.14. Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе сети с номинальной нагрузкой или обнаруженные дефекты (непровар стыка, свищи, деформация неподвижной опоры, перекос стакана компенсатора и т.п.) требуют немедленного останова, то ремонт считается незаконченным доустранения этих дефектов.

Все обнаруженные дефекты, которые не требуют немедленного останова, устраняются исполнителем в сроки, согласованные с предприятием тепловых сетей.

4.8.15. Если в течение приемо-сдаточных испытаний не были обнаружены дефекты, препятствующие работе сети, или обнаруженные дефекты не требуют немедленного отключения, то комиссия принимает решение о приемке из ремонта.

Результаты работы комиссии оформляются актом по форме приложения 40.

К акту по приемке сети могут быть приложены протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно предприятием тепловых сетей и исполнителем ремонта и отражающие:

- перечень работ, выполненных сверх запланированного объема;

- перечень невыполненных работ, предусмотренных согласованной ведомостью объемов работ (проектной документации) и причины их невыполнения;

- перечень руководящих документов, требования которых выполнены в процессе ремонта;

- перечень работ, выполненных с отклонениями от установленных требований, причины отклонения и др.

4.8.16. После окончания приемо-сдаточных испытаний осуществляется подконтрольная эксплуатация сети в течение 30 календарных дней с момента ее включения.

В период подконтрольной эксплуатации проводится проверка работы сети, необходимые испытания и наладка.

Окончательное оформление актом приемки в эксплуатацию законченной ремонтом сети производится по представлению документов:

- справки от ГорГеотреста о принятии в геофонд исполнительных чертежей;

- справок от организаций управления дорожного хозяйства и благоустройства о восстановлении дорожных покрытий и благоустройстве и от "Горзеленхоза" о восстановлении зеленых насаждений.

4.8.17 Предприятия тепловых сетей, имеющие подземные сооружения, после приемки капитально отремонтированных подземных сетей с сооружениями на них (колодцы, шахты, коллекторы) извещают об этом эксплуатационные организации "Горгаз" для осуществления контроля за загазованностью подземных сооружений.

4.8.18 Предприятие тепловых сетей устанавливает в договорах с Подрядчиком гарантийный срок не менее одного года и порядок устранения дефектов, возникших по вине Подрядчика.

5 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

5.1 Общие положения

5.1.1. При эксплуатации электрических сетей должны производиться техническое обслуживание и ремонт.

Техническое обслуживание состоит из комплекса работ и мероприятий по поддержанию работоспособности и исправности линий электропередачи и подстанций. Ремонт состоит из комплекса работ и мероприятий по восстановлению исправности и работоспособности, восстановлению ресурса объектов электрической сети и их элементов.

Комплексы работ, направленные на обеспечение надежности электрических сетей, надежной их эксплуатации, проводятся с определенной периодичностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплексы работ включают:

- проведение технического обслуживания и планового ремонта, аварийно-восстановительного ремонта;

- накопление и изучение опыта эксплуатации;

- установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов, периодичности технического обслуживания, учитывающей конкретные условия эксплуатации;

- внедрение прогрессивных форм организации и управления техническим обслуживанием и ремонтом;

- внедрение передовых методов работ на электроустановках иоборудовании комплексной механизации, прогрессивной технологии;

- внедрение специализации ремонтных работ;

- контроль качества выполняемых работ по ремонту и качества отремонтированного оборудования;

- своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;

- анализ параметров и показателей технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

5.1.2 Поддержание в работоспособном состоянии, техническое обслуживание и ремонт электрических сетей возложено на структурные единицы: в ОАО «Федеральная сетевая компания ЕЭС» - на предприятия магистральных электрических сетей; в региональных сетевых компаниях и АО-энерго - на предприятия электрических сетей; в разделе 5 для указанных структурных подразделений принято единое сокращение - ПЭС.

В период создания региональных сетевых и управляющих компаний их функции по предприятиям, входящим в состав АО-энерго, осуществляет АО-энерго.

5.1.3. В соответствии с конструктивными особенностями, технологией и условиями производства работ, структурой управления электросетью рекомендуется следующая специализация персонала ПЭС, осуществляющего техническое обслуживание и ремонт электрических сетей:

- техническое обслуживание и ремонт воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 220-750 кВ*;

- техническое обслуживание и ремонт ВЛ 35-110 (220) кВ;

- ремонт подстанций напряжением 220-750 кВ*;

* Специализация персонала, выполняющего техническое обслуживание и ремонт ВЛ напряжением 220 кВ и выше, подстанций напряжением 220 кВ и выше, а также схем управления соответствующими производственными подразделениями, указаны для предприятий Межсистемных электрических сетей.

- ремонт подстанций напряжением 35-110 (220) кВ;

- техническое и оперативное обслуживание подстанций напряжением 220-750 кВ;

- техническое и оперативное обслуживание, ремонт подстанций напряжением 35-110 (220) кВ;

- техническое и оперативное обслуживание линий электропередачи 6-20 (35) кВ и сетевых трансформаторных подстанций (ТП) 6-35/0,38 кВ;

- оперативное обслуживание объектов распределительных сетей;

- ремонт ВЛ 0,38-20 кВ;

- ремонт ТП 6-35/0,38 кВ, секционирующих и распределительных пунктов 6-20 кВ;

- техническое обслуживание и ремонт кабельных линий;

- техническое обслуживание и ремонт средств релейной защиты и электроавтоматики;

- техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления;

- техническое обслуживание, ремонт, метрологический контроль и обеспечение поверки или калибровки средств измерений;

- испытание изоляции и защита от перенапряжений;

- техническое обслуживание и ремонт средств механизации и транспорта.

5.1.4 Управление техническим обслуживанием и ремонтом целесообразно осуществлять следующим образом.

Производственные подразделения по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ напряжением 220 кВ и выше или ВЛ 35-110 (220) кВ входят в состав службы линий, подчиненной техническому руководителю (главному инженеру) ПЭС. В тех случаях, когда ВЛ 35-110 кВ, как и другие электроустановки закреплены за районами электрических сетей (территориальная схема управления), указанные производственные подразделения административно подчинены руководству района, а в техническом отношении - службе линий.

Производственные подразделения по техническому, оперативному обслуживанию и ремонту ВЛ 0,38 - 20 кВ, КЛ 0,38-20 кВ, ТП 6-35/0,38 кВ, секционирующих и распределительных пунктов (РП) 6-20 кВ входят в состав районов электрических сетей (РЭС), которые подчинены административно руководству ПЭС, а в техническом отношении - службе распределительных сетей.

Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений подстанций 35-110 (220) кВ подчиняется: при функциональной структуре управления - службе подстанций, при территориальной структуре управления - руководству ПЭС, а в техническом отношении - службе подстанций, при смешанной структуре управления - службе подстанций (по группе подстанций, находящейся в ведении службы подстанций) и руководству районов электросети (по группе подстанций, находящихся в ведении районов); персонал подстанций напряжением 220 кВ и выше подчиняется службе подстанций, на крупных подстанциях (800 условных единиц и более) или группах подстанций персонал подчиняется соответственно начальнику подстанции или начальнику группы подстанций. При наличии в ПЭС цеха централизованного ремонта (ЦЦР) бригады ремонта оборудования и сооружений подстанций входят в состав этого цеха.

Производственные подразделения по техническому обслуживанию средств релейной защиты и электроавтоматики входят в состав местной службы релейной защиты и автоматики (МСРЗА), подчиненной главному инженеру ПЭС. Взаимодействия МСРЗА с другими службами РЗА всех уровней оперативно-диспетчерского управления определяются «Типовым положением о взаимоотношениях служб РЗА».

5.1.5. При реформировании ремонтных видов деятельности в части электрических сетей осуществляется функциональное выделение и обособление персонала, выполняющего преимущественно работы по капитальному и среднему ремонту, от технического обслуживания, организационно-финансовое обособление ремонтных подразделений ПЭС, поэтапное создание или развитие действующих сервисных ремонтных организаций и внедрение конкурентных рыночных отношений в сфере ремонта электрических сетей.

Работы по техническому обслуживанию ВЛ и подстанций осуществляются в полном объеме, как правило, персоналом ПЭС.

Ремонт электрических сетей выполняется как собственным персоналом электросети - хозяйственным способом, так и подрядным способом.

Ремонт ВЛ 35-110 кВ выполняется персоналом ПЭС; подрядные организации, в том числе строительно-монтажные или специализированные ремонтные предприятия, привлекаются для выполнения больших объемов капитального ремонта, связанных с массовой заменой основных элементов ВЛ, или большим объемом аварийно-восстановительных работ.

Ремонт ВЛ 0,38-20 кВ, КЛ 0,38-20 кВ, ТП 6-35/0,38 кВ и РП 6-20 кВ и оборудования выполняется в основном персоналом ПЭС; подрядные организации привлекаются для выполнения больших объемов капитального или аварийно-восстановительного ремонта.

Ремонт оборудования подстанций 35-110 кВ выполняется специализированными бригадами ПЭС, специализированными ремонтными или монтажно-наладочными организациями; ремонт транспортабельного оборудования или его узлов осуществляется агрегатным методом в специализированных мастерских.

5.1.7 Подрядным способом на основе конкурсных торгов рекомендуется выполнять следующие работы, на которые сформирован рынок предложений:

- ремонт зданий и сооружений;

- содержание территории;

- ремонт и содержание внутриплощадочных и подземных автомобильных и железных дорог и их сооружений;

- покраска опор и оборудования;

- ремонт и обслуживание систем канализации, водопровода, тепловых сетей, артскважин, систем сброса трансформаторного масла;

- расчистка трасс и расширение просек воздушных линий электропередачи;

- проведение обследования объектов электрических сетей, отработавших установленный срок службы;

- ремонт КЛ;

- капитальный ремонт маслонаполненного оборудования, высоковольтных вводов;

- ремонт воздушных, элегазовых, вакуумных выключателей;

- ремонт аккумуляторных батарей и подзарядных устройств;

- ремонт компрессоров и пневмосистем;

- специальные работы, требующие применения специальных технологий (например, химрасчистка трасс ВЛ) или специальной техники, не входящей в номенклатуру комплектации ПЭС машинами и спецмеханизмами.

5.1.8.  Одной из прогрессивных форм организации работ на объектах электрических сетей является комплексное их выполнение, при котором работы группируются в комплексы по номенклатуре, периодичности и времени выполнения; работы производятся бригадами централизованного обслуживания, оснащенными специальными машинами, средствами механизации, инвентарем; персонал и средства механизации концентрируются на ремонтируемом объекте, что позволяет сократить длительность ремонтов и технического обслуживания, время отключения объекта, уменьшить непроизводительные переезды, более эффективно использовать трудовые и материальные ресурсы.

5.1.9 Выполнение работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ, связанных с приближением к токоведущим частям, для обеспечения безопасности персонала производится с отключением и заземлением обслуживаемой ВЛ. Для сохранения или при ограничении возможности отключения ВЛ нормального режима работы сети при производстве ремонтов могут быть применены методы работ под напряжением.

В связи с рассредоточением объектов и различной периодичностью выполнения работ в ряде случаев целесообразно выполнение однотипных работ специализированными бригадами на одной или нескольких ВЛ (например, расчистка трассы, покраска опор, замена приставок и т.д.).

Выбор методов и объемов ремонта и технического обслуживания производит предприятие, осуществляющее эксплуатацию электрической сети (ПЭС) на основе технико-экономического сравнения, с учетом располагаемых ресурсов и местных условий.

5.1.10 Периодичность, сроки работ по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей устанавливаются Правилами технической эксплуатации, нормативно-технической документацией, инструкциями изготовителей оборудования и решением главного инженера региональной сетевой компании МЭС, ПЭС в зависимости от технического состояния объекта, местных условий и опыта эксплуатации.

Организация и планирование ремонта объектов электрических сетей осуществляется на основе оценки их технического состояния, при этом контроль состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативно-технической документацией; объем и момент начала ремонта определяется техническим состоянием объектов электросетей.

5.1.11 Работы по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей производятся по типовым или местным инструкциям, технологическим картам, картам организации труда, проектам производства работ.

Типовые технологические карты и типовые карты организации содержат: состав бригады и квалификацию исполнителей, нормы времени, особые условия проведения работы, необходимые защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент, инвентарь, описание и последовательность операций, график выполнения работы.

В ПЭС типовые карты организации труда и технологические карты при необходимости конкретизируются применительно к местным условиям, конструкциям объектов и их элементов, используемым техническим средствам; такие карты утверждает главный инженер ПЭС.

Проект производства работ (ППР) определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения и порядок обеспечения ресурсами.

5.1.12 Организация и выполнение работ в электрических сетях производятся в соответствии с требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» СО 153-34.20.150-2003.

 

5.1.13 Техническое обслуживание и ремонт производятся с применением, как правило, специальных машин, механизмов, такелажа, оснастки, приборов, приспособлений. Бригады, выполняющие работы на объектах электросетей, оснащаются средствами связи с диспетчерскими пунктами и ремонтно-производственными базами.

5.1.14 Организация технического обслуживания и ремонта линий электропередачи и подстанций осуществляется руководством ПЭС.

5.1.15 Перспективные (пятилетние) графики ремонта объектов электрических сетей разрабатываются производственными службами и отделами ПЭС и представляются в сетевую компанию, МЭС за 15 месяцев (к 1 октября) до планируемого периода. Сетевая компания, МЭС рассматривает представленные перспективные графики и формирует сводный перспективный график ремонта электрических сетей, который согласуется с ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом, в срок до 1 февраля (за 11 месяцев) года, предшествующего планируемому периоду. Утверждение перспективного графика ремонта объектов электрических сетей производится главным инженером сетевой компании, МЭС в срок до1 марта (за 10 месяцев) года, предшествующего планируемому периоду.

Перспективный (пятилетний) график ремонта может ежегодно корректироваться с учетом выявленного технического состояния объектов и изменения условий эксплуатации.

Годовые планы-графики ремонта объектов электрических сетей с укрупненными объемами ремонтных работ разрабатываются производственными службами и отделами ПЭС и представляются в сетевую компанию, МЭС до 1 мая, за 8 месяцев до планируемого периода.

Сетевая компания, МЭС рассматривает представленные годовые планы-графики, формирует сводный годовой план-график и направляет на согласование в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиал, в оперативном ведении которого находится оборудование, в срок до 15 июня года, предшествующего планируемому. Согласование годового плана-графика производится до 15 сентября.

Проведение конкурсных торгов и заключение договоров на выполнение ремонтов подрядными организациями завершается до 25 октября года, предшествующего планируемому.

Утверждение годового плана-графика производится сетевой компанией, МЭС в срок до 1 ноября.

Годовые планы-графики ремонтов оборудования электрических сетей включаются в качестве ежегодного приложения к договорам ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» с сетевыми компаниями на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению. Приложение к договору должно быть подписано договаривающимися сторонами не позднее 25 декабря предшествующего года.

На базе годовых планов-графиков ремонта объектов электрических сетей службами ПЭС разрабатываются квартальные и месячные планы-графики ремонта. Планы-графики согласовываются со службами сетевой компании, МЭС и утверждаются руководством ПЭС.

5.1.16 Содержание договора на выполнение ремонта линий электропередачи, подстанций и оборудования электрических сетей, заключаемого с подрядчиками, организация, функции и ответственность заказчика и подрядчика должны соответствовать типовому договору подряда на выполнение ремонтных работ или (применительно) основным положениям и требованиям договора на выполнение работ по ремонту в соответствии с СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002).

5.1.17 Планы материально-технического снабжения должны соответствовать планам-графикам ремонта и технического обслуживания объектов электрических сетей.

5.1.18 Для ликвидации аварийных нарушений работы объектов электросетей в ПЭС, сетевых компаниях, МЭС создаются в соответствии с нормативами неснижаемые аварийные запасы конструкций, оборудования, материалов, изделий.

5.1.19 Стоимость ремонтов определяется по сметам, составляемым на основе прейскурантов, сборников укрупненных единичных расценок, каталогов цен на работы по ремонту объектов электрических сетей. По работам, не включенным в указанные документы, сметы составляются на базе отраслевых или местных норм времени, калькуляции затрат или с использованием единых норм и расценок на строительные, монтажные и ремонтные работы.

В стоимость ремонта включаются средства на проведение необходимых проектных проработок, выполнение работ по определению объемов ремонта, в том числе измерений, испытаний, проверок технического состояния объекта, подлежащего ремонту.

5.1.20 Приемка объектов электрических сетей из капитального, среднего ремонта и модернизации производится комиссией, состав которой устанавливается главным инженером ПЭС. В состав комиссии включаются лица, ответственные за эксплуатацию объектов, ответственные исполнители ремонта, представители производственных служб, руководители групп испытаний, лабораторий. В состав комиссии может быть включен представитель сетевой, управляющей компании, МЭС.

5.1.21 Комиссии представляется документация, характеризующая состояние объектов до ремонта, объем и качество выполненных ремонтных работ, и качество отремонтированных объектов, в том числе:

- ведомости неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при ремонте;

- ведомости работ, выполненных при ремонте;

- протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

- протоколы испытаний, карты измерений, ведомости основных параметров технического состояния объекта (оборудования) до и после ремонта;

- перечень отраслевых предписаний, циркуляров, информационных

- сообщений заводов-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта, модернизации;

- сертификаты на использование в процессе ремонта материалы, запчасти;

- акты на скрытые ремонты;

- другие документы.

5.1.22 Комиссия по результатам анализа представленной документации, осмотра отремонтированного объекта, опробования оборудования, результатов месячной подконтрольной эксплуатации дает оценку отремонтированного объекта и качества ремонтных работ, составляет акт сдачи-приемки отремонтированного, модернизированного объекта электрических сетей по форме приложения 50, в котором приводится также гарантийный срок на отремонтированный объект - не менее 12 месяцев с момента включения объекта в сеть или окончании ремонта.

5.1.23 Оценка качества отремонтированного объекта, характеризующая его техническое состояние после ремонта, модернизации, в том случае, если приемочная комиссия принимает объект из ремонта в эксплуатацию, может быть установлена следующей;

- соответствует требованиям НТД;

- соответствует требованиям НТД с ограничениями.

Объекты, отремонтированные с оценкой «соответствуют требованиям НТД с ограничениями», допускаются в эксплуатацию с ограниченным сроком использования, при этом должен быть разработан план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки их выполнения.

5.1.24 Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на объекте возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям (нарушениям в работе) или недопустимым отклонениям параметров, объект должен быть выведен из эксплуатации, по объекту устанавливается оценка «не соответствует требованиям НТД». После выполнения повторного ремонта объекта для устранения дефектов производится повторная приемка объекта из ремонта.

5.1.25 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается с учетом основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

- выполнение согласованной ведомости объема ремонтов, в том числе выявленных при ремонте объемов;

- выполнение ремонтным персоналом требований НТД по ремонту объекта;

- отсутствие оценки качества отремонтированного объекта «соответствует требованиям НТД с ограничениями» по вине исполнителей ремонта;

- отсутствие отказов объекта в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине исполнителей ремонта. К дополнительным требованиям относятся:

- наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

- соответствие выполненных технологических операций требованиям технической документации;

- проведение входного контроля используемых при ремонте материалов и запасных частей.

Оценка «отлично» устанавливается при выполнении всех основных и дополнительных требований, оценка «хорошо» - при выполнении всех основных и не менее 50% дополнительных требований, оценка «удовлетворительно» - при выполнении всех основных и частичном выполнении дополнительных требований, оценка «неудовлетворительно» -при невыполнении одного и более основных требований.

5.2 Воздушные линии электропередачи напряжением 35-750 кВ

5.2.1 При техническом обслуживании выполняются осмотры, профилактические проверки, измерения, работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.

Перечень основных работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ и сроки их проведения в соответствии с ПТЭ и СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94) приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 35-750 кВ

5.2.2 Неисправности ВЛ, выявленные в результате осмотров, вносятся в листки осмотра. Результаты измерений заносятся в ведомости (журналы):загнивания деталей деревянных опор, измерения болтовых соединений провода, проверки линейной изоляции, проверки и измерения сопротивления заземления опор, измерения габаритов и стрел провеса провода (троса), измерения тяжения в оттяжках опор.

5.2.3 Неисправности, выявленные при осмотрах, вносятся в ведомости(журнал) неисправностей ВЛ, где мастером указывается срок и способ ликвидации неисправности, отмечается дата ее устранения.

Рекомендуемые формы ведомостей (журналов), листков осмотра приведены в СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94).

Плановый ремонт

5.2.4 Объем работ по ремонту ВЛ определяется на основе ведомостей(журналов) неисправностей, результатов оценки технического состояния ВЛ, нормативных требований, допусков и норм отбраковки.

5.2.5 Капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах выполняется не реже 1 раза в 12 лет, ВЛ на опорах с деревянными деталями - не реже 1 раза в 6 лет (ПТЭ). По результатам обследований и оценки техсостояния срок может быть увеличен решением сетевой компании, МЭС.

5.2.6. При капитальном ремонте выполняются следующие виды работ в соответствии с СО 34.20.409-99 (РД 153.34.3-20.409-99) и СО 34.20.504-94 (РД 34.20.504-94):

- на трассе ВЛ.: устройство проездов по трассе, установка отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог, ремонт ледозащитных сооружений;

 расчистка трасс от древесно-кустарниковой растительности; поддержание ширины просеки в размерах, установленных проектом и требованиями ПУЭ СО 153-34.20.120-2003, вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода;

- на железобетонных опорах: заделка трещин, выбоин, установка ремонтных бандажей, защита бетона от действия агрессивной среды, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; ремонт и замена оттяжек и узлов крепления, ремонт подземной части опор (фундаментов), замена фундаментов, анкерных плит; усиление заделки опор в грунте, выправка опор, устранение перекосов траверс, окраска металлических узлов и деталей опор, усиление или замена металлических узлов и деталей;

- на металлических опорах: окраска металлоконструкций, замена элементов опор, потерявших несущую способность, их усиление, выправка, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; обварка болтовых соединений, восстановление недостающих раскосов, ремонт фундаментов и ремонт и замена оттяжек и узлов их крепления; ремонт фундаментов с подножников;

- на деревянных опорах: замена опор (сплошная замена на участках при общей длине участка менее 15% протяженности линий, замена деталей, установка приставок, защита деталей опор от загнивания, выправка опор, замена и окраска бандажных и болтовых соединений;

- на проводах и грозозащитных тросах: установка и замена соединителей, ремонтных муфт, зажимов и бандажей; сварных соединений, подмотка лент в зажимах, вырезка и замена неисправных участков провода (троса), перетяжка (регулировка) проводов (тросов),замена провода (троса) на участках В Л не более 30% общей протяженности линий проводами большего сечения или большей механической прочности;

- на заземляющих устройствах: ремонт контура заземления, изменение конструкции для уменьшения сопротивления заземления, ремонт или замена заземляющих спусков;

- установка и замена изоляторов, арматуры, разрядников: замена дефектных изоляторов и элементов арматуры, увеличение количества изоляторов, чистка и обмыв изоляторов, установка и замена гасителей вибрации, установка гасителей пляски проводов, распорок, установка и замена разрядников;

- специальные работы: переустройство переходов, пересечений и подходов к подстанциям, ремонт светоограждения опор; установка защиты от птиц;

5.2.7 В соответствии с техническим состоянием ВЛ, принятой периодичностью составляются перспективные планы-графики капитального ремонта В Л (приложение 41). В период капитального ремонта планируется устранение всех выявленных неисправностей и дефектов ВЛ.

В состав работ капитального ремонта включаются также работы, связанные с повышением надежности и продлением срока службы ВЛ: замена фарфоровых изоляторов на стеклянные и полимерные, усиление изоляции, увеличение количества изоляторов в подвесках, замена отдельных видов арматуры, установка железобетонных приставок к деревянным опорам, замена опор провода, троса на отдельных участках ВЛ, замена отдельных деревянных опор на железобетонные, подвеска троса на отдельных участках ВЛ, вынос отдельных опор, а также работы по техническому обслуживанию, совмещаемые по времени с ремонтом.

Планирование работ

5.2.8 Проекты годового плана-графика капитального ремонта (приложение 42), составленные исходя из перспективного графика, журналов неисправностей, ведомостей измерений и проверок по каждой ВЛ являются основой составления:

-сводного годового плана работ капитального ремонта в физических объемах основных работ, стоимостном выражении и трудозатратах для ВЛ каждого класса напряжения с распределением по месяцам (кварталам) и выделением объемов и стоимости работ, выполняемых подрядным способом;

- сводного годового плана технического обслуживания ВЛ в физических объемах и трудозатратах - по месяцам (кварталам) года.

Одновременно с разработкой службами (отделами) ПЭС проекта годового плана подготавливается и согласовывается с Подрядчиком объем, сроки и условия выполнения отдельных работ капитального ремонта. После приведения проекта плана-графика в соответствие с располагаемыми ресурсами, его согласования с соответствующими службами и отделами региональной сетевой компании, МЭС и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом план утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.

5.2.9 Одновременно с годовыми планами работ составляется и согласовывается годовой план-график отключения; на основании годового плана графика отключения ВЛ составляются месячные графики отключения. Годовой и месячные графики утверждаются ОАО «СО-ЦДУЕЭС» в соответствии с установленным регламентом.

5.2.10 На основании годового плана-графика работ, журналов неисправностей ВЛ, ведомостей измерений, проверок составляются месячные отчеты работ (приложение 43); на основании месячных отчетов по каждой линии составляется годовой отчет (приложение 44).

Подготовка и проведение работ

5.2.11 Для подготовки и проведения основных работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ 35-1150 кВ используются типовые технологические карты и проекты производства работ.

Подготовка работ и их выполнение, допуск персонала подрядной организации производится в соответствии с действующими «Межотраслевыми правилами по охране труда (Правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» СО 153-34.20.150-2003.

5.2.12 Определение необходимого количества бригад, их состава, транспортных средств и механизмов, распределение работ между бригадами возлагается на руководителя работ по ремонту ВЛ.

5.2.13 Капитальный ремонт ВЛ или ее участков должен выполняться в возможно короткие сроки, в полном объеме и без недоделок.

При необходимости отключения ВЛ все подготовительные работы должны быть выполнены до отключения линии.

Подготовка и проведение ремонта ВЛ под напряжением производятся в соответствии с инструкциями по работам под напряжением на воздушных линиях электропередачи и действующими нормами времени на выполнение этих работ.

5.2.14 По окончании капитального ремонта ВЛ должна быть произведена приемка объема и качества выполненных работ и составлен акт выполненных работ (приложение 50). Акт составляется после завершения работ на каждом объекте.

5.2.15 Временем окончания капитального ремонта воздушной линии 35кВ и выше является момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.

5.2.16 Выполненные работы по ремонту и техническому обслуживанию регистрируются в журнале учета работ на ВЛ с указанием мест работы(наименований ВЛ, номеров опор или пролетов), наименования и количества выполненных работ, времени начала и окончания работы производителя работ и состава бригады.

Основные работы, выполненные на ВЛ (замена опор, провода, троса, новые пересечения, переустройства), изменения конструкций и др. вносятся в паспорт ВЛ.

5.2.17 Ежемесячно в сроки, установленные руководством ПЭС, мастера бригад централизованного обслуживания ВЛ и инженерно-технический персонал службы линий производят сдачу-приемку объемов работ, выполнявшихся на ВЛ, не проходивших капитальный ремонт; сдача-приемка работ капитального ремонта производится после завершения капитального ремонта.

5.3 Воздушные линии электропередачи, трансформаторные подстанции, секционирующие и распределительные пункты электрических сетей 0,38-20 кВ

Техническое обслуживание

5.3.1 При техническом обслуживании выполняются обходы, осмотры, проверки электроустановок, необходимые измерения и отдельные виды работ по устранению повреждений и неисправностей; дефекты, вызывающие угрозу безопасности населения и персонала ПЭС, возникновения пожара, нарушения электроснабжения потребителей, устраняются незамедлительно.

Перечень основных работ по техническому обслуживанию электрических сетей 0,38-20 кВ и сроки их проведения СО 34.20.662-98 (РД 153-34.3-20.662-98) приведены в таблицах 5.2 и 5.3.

Таблица 5.2 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 0,38-20 кВ

* проводятся наряду с работами 1, 3, 5, 6, 8-10, 12, 15, 17, 18, 20, 21, 23, перечисленными в настоящей таблице

Техническое обслуживание трансформаторных, секционирующих пунктов и распределительных пунктов распредсетей

Таблица 5.3 Перечень основных работ по техническому обслуживанию ТП, СП и РП

5.3.2 Результаты осмотров, проверок, измерений заносятся в листки осмотра (проверки) и ведомости измерений.

5.3.3 Неисправности, требующие устранения, заносятся в журналы дефектов В Л 6-20 кВ, дефектов В Л 0,38 кВ и дефектов ТП, СП, РП, в которых мастер указывает сроки и способы ликвидации неисправности, а после устранении отмечается дата устранения.

5.3.4 По материалам листков осмотров (проверок) и журналов дефектов определяется номенклатура и объем работ по капитальному ремонту объектов.

Плановый ремонт

5.3.5 Капитальный ремонт ВЛ 0,38-20 кВ на железобетонных опорах проводится не реже 1 раза в 12 лет, на деревянных опорах - не реже 1 раза в 6 лет, ТП, РП, СП - с периодичностью 6-10 лет СО 34.20.662-98 (РД 153-34.3-20.662-98), СО 34.20.409-99 (РД 153-34.3-20.409-99). Конкретные сроки проведения ремонтов устанавливаются в зависимости от технического состояния объектов и располагаемых ресурсов. Приоритетность объектов при планировании ремонтов устанавливается с учетом требований к надежности электроснабжения предусмотренных договорами с потребителями, электроприемников (категорийности),степени резервирования сети, перспективных планов развития и реконструкции.

5.3.6 Плановый ремонт ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, территориям предприятий, организаций, в охранных зонах инженерных сооружений проводится по согласованию с соответствующими организациями, с землепользователями и, как правило, в период, исключающий потравы сельскохозяйственных культур.

Работы по предотвращению аварий или ликвидации их последствий могут производиться в любой период без согласования, но с уведомлением владельца о проводимых работах.

5.3.7. При капитальном ремонте выполняются работы по восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и характеристик объекта, его модернизации, ликвидации отступлений от требований действующих нормативных документов и по выполнению предписаний контролирующих органов.

При ремонте ВЛ выполняются следующие виды работ:

- расчистка трасс ВЛ от кустарников, сваленных деревьев и сучьев,

- поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом;

- вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ;

- установка отбойных тумб;

- перетяжка проводов;'

- сплошная замена опор на участке длиной не более 15%протяженности ВЛ;

- выправка опор на протяженных участках ВЛ, подсыпка и трамбовка грунта у основания опор;

- замена стоек, траверс, подкосов и приставок;

- установка приставок и подкосов;

- перенос и установка дополнительных опор при общем количестве вновь устанавливаемых опор не более 30% количества установленных на ВЛ;

- переустройство закреплений опор в грунте;

- замена участков и ремонт (установка и замена соединителей, ремонтных муфт, бандажей) проводов;

- замена вводов ВЛ к жилым домам и производственным зданиям;

- замена проводов на провода большего сечения или большей механической прочности на участках длиной не более 30% протяженности ВЛ;

- устройство двойных креплений;

- замена изоляторов на опорах, разъединителях;

- установка дополнительных изоляторов;

- замена крюков и штырей;

- регулировка, ремонт или замена разъединителей;

- замена заземляющего спуска, устройство заземления;

- проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;

- восстановление постоянных знаков по всей длине ВЛ;

- замена бандажей, болтовых соединений деталей опор;

- ремонт железобетонных опор;

- переустройство переходов, пересечений, подходов к подстанциям;

- замена, ремонт дефектных участков кабельных вставок;

- комплекс работ по определению технического состояния ВЛ, подлежащей ремонту и работ по техническому обслуживанию, совмещаемых по времени с ремонтом.

5.3.8. По результатам осмотров сетевых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов составляется перечень выполняемых при ремонте работ, утверждаемый главным инженером ПЭС, или начальником РЭС, в который могут быть включены:

- ремонт и закрепление конструкций строительной части мачтовых трансформаторных подстанций (МТП);

- ремонт строительной части закрытой трансформаторной подстанции(ЗТП); распределительных пунктов (РП);

- замена корпусов комплектной трансформаторной подстанции (КТП);

- очистка, ремонт и покраска металлоконструкций, корпусов оборудования, шкафов, панелей, щитов РУ КТП;

- замена шкафов, панелей, щитов;

- ремонт, замена заземляющих устройств;

- ремонт или замена электрооборудования, вводов (в ЗТП), сборных шин, блокировочных устройств;

- ремонт кабельных муфт;

- замена изоляторов;

- демонтаж и замена перегруженных (поврежденных) трансформаторов, выключателей и других аппаратов;

- ремонт силовых и измерительных трансформаторов с заменой обмоток, восстановлением изоляционных характеристик;

- замена или ремонт средств связи, релейной защиты, автоматики;

- ремонт освещения;

- комплекс работ по техническому обслуживанию, выполняемый одновременно с ремонтом объекта.

Планирование ремонта и технического обслуживания

5.3.9. Для планирования и организации работ по ремонту и техническому обслуживанию объекты электросети 0,38-20 кВ следует группировать, исходя из условий эксплуатации, характеристики потребителей, конструктивных особенностей объектов, сроков эксплуатации, применяемой организации работ, состояния подъездов к месту работ, а также с учетом возможности выполнения работ на объекте в течение короткого времени, указанные ниже группы рассматриваются как единые объекты ремонта и технического обслуживания.

В качестве таких объектов могут быть приняты:

- воздушная линия электропередачи 6-20 кВ (ее участки);

- линии 0,38 кВ одного населенного пункта;

- несколько трансформаторных подстанций 6-20/0,38 кВ одного населенного пункта;

- распределительный пункт 6-20 кВ;

- участок ВЛ 10 кВ с подключениями к нему ТП-10/0,4 кВ;

- ТП-10/0,4 кВ с отходящими от нее ВЛ 0,4 кВ и т.д.

Состав единого объекта ремонта и технического обслуживания и порядок его утверждения определяет ПЭС.

5.3.10 Основным видом планового ремонта распределительных сетей 0,38-20 кВ является капитальный ремонт.

5.3.11 Комплексное выполнение ремонта, как правило, проводится бригадами централизованного ремонта распредсетей, персоналом цехов(участков) централизованного ремонта электрических аппаратов и оборудования, организующих свою работу в соответствии с типовым положением по индустриализации ремонта оборудования распределительных электросетей 0,38-20 кВ, персоналом подрядной организации.

5.3.12. Перспективные графики капитальных ремонтов объектов распределительных сетей (приложение 45) составляются в каждом РЭС с учетом технического состояния объектов и регламентированной периодичностью ремонтов.

5.3.13 Проект годового плана-графика капитальных ремонтов распределительных сетей РЭС (приложение 46) и годового графика технического обслуживания распределительных сетей (приложение 47)составляются на основании результатов осмотров, измерений, с учетом многолетнего графика капитальных ремонтов. По проекту плана, сборникам укрупненных расценок на ремонты (УЕР), прейскурантам, каталогам составляются сметы, спецификации на материалы и оборудование для проведения комплексного ремонта.

5.3.14 Планируемые объемы работ должны соответствовать располагаемым трудовым и материальным ресурсам. При этом предусматривается резерв ресурсов на выполнение аварийно-восстановительных и других непредвиденных работ, а также должен быть согласован объем ремонта, выполняемый Подрядчиками. После необходимого уточнения объемов работ и согласования с соответствующими службами и отделами ПЭС, участвующими в обеспечении и выполнении технического обслуживания и ремонта, годовой план-график РЭС с разбивкой по месяцам утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.

5.3.15. При выполнении ремонтов персоналом ПЭС до начала месяца мастер РЭС (участка) на основании годового плана-графика, журнала дефектов, расчета рабочего времени бригад и утвержденных смет выдает бригадам нормированное задание, утвержденное начальником РЭС.

5.3.16. До начала производства работ мастером подаются заявки на отключение объектов электросети, на которых предусматривается выполнение работ, требующих отключения. О предстоящем отключении потребителей для производства работ районы или участки электрических сетей должны своевременно уведомлять промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей о причине отключения и его продолжительности. Отключения потребителей для ремонта следует вносить в договора на поставку электроэнергии.

Подготовка и проведение работ

5.3.17. Для подготовки и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту распредсетей используются проекты производства работ, типовые карты организации труда или технологические карты на основные виды работ.

Подготовка и проведение работ выполняются в соответствии с требованиями СО 153-34.20.150-2003.

 

5.3.18 Учет выполняемых работ производится мастером в журнале учета работ ежедневно. Основные работы по замене, переносу, установке дополнительных опор, провода, новым пересечениям отражаются в паспортах объектов.

5.3.19 Мастера участков ежемесячно, в установленные РЭС сроки сдают нормированные задания на месяц с указанием фактически выполненных работ.

Сдача и приемка работ

5.3.20 Временем окончания ремонта объекта распределительной сети является момент включения его в сеть, если при включении под напряжение не произошло отказа.

5.3.21 После окончания капитального ремонта мастер представляет в РЭС акт сдачи-приемки отремонтированных и модернизированных объектов (приложение 50). Приемка осуществляется в течение месяца приемочной комиссией, утвержденной главным инженером электросети. В состав комиссии включаются: главный инженер (зам. начальника) РЭС, старший мастер, мастер РЭС, представители технических служб ПЭС.

5.3.22 Приемочная комиссия проверяет (с выездом на место) соответствие плану и заданиям произведенных работ в натуре, качество работ, правильность списания и оприходования материальных ценностей, состояние технической документации на объекте.

5.4 Подстанции 35 кВ и выше

Техническое обслуживание

5.4.1. При техническом обслуживании оборудования ПС выполняются виды работ, приведенные в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Перечень основных работ по техническому обслуживанию подстанций

Периодичность проведения работ определяется заводскими инструкциями, состоянием оборудования и местными инструкциями.

5.4.2 Замеченные при осмотрах неисправности заносятся в журнал дефектов и неполадок оборудования или карты дефектов.

Мелкие неисправности в соответствии с местными инструкциями устраняются оперативным персоналом с соответствующей отметкой в журнале дефектов.

5.4.3 Результаты испытаний, измерений, контроля, опробования, выявленные неисправности заносятся в протоколы или журналы испытаний.

5.4.4 Сведения о неисправности в работе оборудования или превышении свыше допустимых значений данных испытаний, контроля или опробования оборудования передаются (в соответствии с местными инструкциями) лицам, принимающим решение о сроке и способе их устранения.

5.4.5 Выполнение профилактических работ оформляется актами или протоколами.

5.4.6 Техническое обслуживание оборудования производится, как правило, персоналом ПЭС, в том числе выполнение отдельных видов работ (техническое обслуживание аккумуляторных батарей, обмыв или чистка изоляции распределительных устройств, сушка и регенерация трансформаторного масла, восстановление селикагеля и др.).

Плановый ремонт

5.4.7 Периодичность ремонта оборудования ПС регламентируется ПТЭ и приведена в таблице 5.5.

Таблица 5.5 Номенклатура работ по ремонту оборудования подстанций

5.4.8. Первый ремонт установленного в распределительных устройствах ПС оборудования производится в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. В случае применения на подстанциях диагностических средств сроки капитального, среднего ремонтов оборудования этих ПС устанавливаются по результатам диагностики и в соответствии с техническим состоянием оборудования.

5.4.9 Текущий ремонт трансформаторов включает наружный осмотр и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте, чистку изоляторов и бака, доливку масла, смену сорбента в фильтрах, проверку(замену) подшипников двигателей системы охлаждения и вентиляции, отбор проб масла, проведение измерений, испытаний, опробования стационарных систем пожаротушения и др.

5.4.10 Текущий ремонт коммутационных аппаратов включает внешний осмотр оборудования, его чистку, проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки, ремонт изоляции, зачистку и шлифовку подгоревших мест контактов, смазку контактов, измерение сопротивления контактов постоянному току, смазку трущихся частей, взятие проб масла и доливку его, опробование включения и отключения. Текущий ремонт, предшествующий среднему, должен максимально использоваться для выявления и уточнения по всем узлам коммутационного аппарата объема работ, подлежащего выполнению при среднем ремонте.

5.4.11 Средний ремонт коммутационной аппаратуры (масляные, воздушные, вакуумные, элегазовые выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели) проводится по установленной технологии и включает разборку аппарата и его элементов, выявление дефектов, ремонт и замену отдельных элементов, сборку, смазку трущихся поверхностей, окраску отдельных элементов, регулировку и испытание аппарата.

Планирование ремонта

5.4.12. Для проведения по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений ПС составляются:

- перспективный (пятилетний) график капитальных, средних ремонтов оборудования подстанций;

- годовой план-график ремонта оборудования подстанций;

- годовой план работ по техническому обслуживанию оборудования подстанций;

- пятилетние и годовые планы работ по ремонту строительных сооружений подстанций (приведены в разделе 6).

5.4.13. В перспективном (пятилетнем) графике капитальных, средних ремонтов оборудования подстанций (приложение 48) указываются сроки ремонтов силовых трансформаторов, реакторов, синхронных компенсаторов, выключателей на напряжение 35 кВ и выше. По усмотрению энергопредприятий в перспективных планах может отражаться ремонт другого оборудования.

5.4.14 Годовой план-график ремонта оборудования подстанций (приложение 49) составляется на основе перспективного плана, результатов испытаний и осмотров оборудования и сооружений, требований и рекомендаций противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, информационных сообщений. При составлении плана-графика учитывается наличие трудовых и материальных ресурсов в планируемом году. Одновременно с разработкой годового плана-графика подготавливаются и согласовываются с Подрядчиком объемы, сроки и условия выполнения отдельных работ по ремонту и обслуживанию оборудования, сооружений, зданий.

Годовой план-график составляется производственными подразделениями ПЭС, согласовывается соответствующими службами сетевой компании, МЭС, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом в соответствии с оперативной принадлежностью оборудования и утверждается руководством сетевой компании, МЭС. Оформляются договора с Подрядчиками на выполнение работ.

Одновременно с годовыми планами работ составляется и согласовывается годовой план отключения электротехнического оборудования, утверждаемый ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиалом, в оперативном управлении (ведении) которого находится оборудование, в соответствии с установленным регламентом.

5.4.15 На основе годового плана-графика производственные подразделения ПЭС составляют месячные планы-графики отключения оборудования и представляют их для согласования и утверждения в сетевую компанию, МЭС, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» или его филиал, в оперативном управлении (ведении) которого находится оборудование.

На основании годового плана-графика, месячных планов-графиков отключений, текущих производственных задач производственные подразделения ПЭС составляют месячные и недельные планы-задания бригадам, выполняющим работы по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и сооружений в течение месяца, недели.

5.4.16 Ремонты трансформаторов преимущественно выполняются подрядными организациями, ремонты со сменой обмоток главных трансформаторов - в заводских условиях.

5.4.17 Ремонты коммутационной аппаратуры производятся преимущественно подрядным способом, а также персоналом специализированных бригад. Основной объем ремонта выполняется, как правило, на месте установки аппарата с использованием передвижных мастерских. Отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) выполняются в условиях стационарных мастерских. При заводских методах ремонта с использованием обменного фонда ремонт и восстановление транспортабельных элементов оборудования выполняются в условиях ремонтной базы.

 Подготовка и проведение работ

5.4.18 Типовая номенклатура и технология выполнения работ(операций) при проведении ремонтов предусмотрена типовыми технологическими картами на капитальный ремонт конкретных видов оборудования, ячеек, секций сборных шин, руководствами по капитальному ремонту отдельных видов оборудования, типовыми картами организации труда на капитальный ремонт или замену оборудования.

Уточнение технологии и организации труда производится в технологических картах на выполнение ремонта отдельного вида оборудования или комплекса оборудования, карты утверждаются главным инженером ПЭС.

Подготовка и проведение работ осуществляются в соответствии с СО 153-34.20.150-2003.

5.4.19 Началом ремонта оборудования подстанции считается время с момента его отключения. Если основное оборудование выводится в ремонт из резерва, то началом ремонта считается время с момента разрешения диспетчера на вывод в ремонт.

Сдача и приемка работ

5.4.20 Приемка оборудования подстанций из капитального и среднего ремонта, оценка качества отремонтированного оборудования и ремонтных работ производится комиссией в соответствии с 5.1.20-5.1.25 и оформляется актом сдачи-приемки отремонтированных (модернизированных) объектов электрических сетей по форме приложения 50. Сдача оборудования из ремонта в эксплуатацию сопровождается передачей отчетной технической документации, протоколов испытаний, измерений; при сдаче силовых трансформаторов представляется ведомость основных параметров технического состояния трансформаторов по форме приложения 22, при сдаче синхронных компенсаторов ведомость основных параметров по форме приложения 21.

5.4.21 Приемка оборудования из ремонта производится после постановки его под напряжение (нагрузку). Сроком окончания ремонта является окончание опробования оборудования под напряжением (нагрузкой) в течение 48 часов.

5.4.22 Техническое обслуживание и ремонт зданий и сооружений на ОРУ подстанций производятся в соответствии с разделом 6  настоящих Правил.

5.5 Техническое обслуживание устройств релейной зашиты и автоматики в электрических сетях

5.5.1 Техническое обслуживание устройств РЗА организуется и производится в соответствии с СО 34.35.613-00 (РД 153-34.3-35.613-00) «Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4-35 кВ», СО 34.35.617-2001 (РД 153-34.0-35.617-2001) «Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ» и СО 34.0-35.648-2001 (РД 153-34.0-35.648-2001) «Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем».

5.5.2 Установлены следующие виды технического обслуживания устройств РЗА электрических сетей:

- проверка при новом включении (наладка);

- первый профилактический контроль;

- профилактический контроль;

- профилактическое восстановление (ремонт);

- опробование, тестовый контроль устройств РЗА, выполненных намикроэлектронной или микропроцессорной базе;

- технический осмотр.

Кроме того, в процессе эксплуатации может проводиться внеочередная или послеаварийная проверка.

Проверка при новом включении должна выполняться персоналом МС РЗА или специализированной наладочной организацией. Если проверка при новом включении проводилась наладочной организацией, то включение новых и реконструированных устройств производится после приемки их службой РЗА.

Все виды технического обслуживания устройств РЗА, установленных на подстанциях, выполняются службами РЗА ПЭС.

5.5.3 Необходимость и периодичность опробований или тестового контроля определяются местными условиями и утверждаются главным инженером ПЭС.

Вне очередная и послеаварийная проверки проводятся по программам, составленным службой РЗА, утвержденным главным инженером ПЭС.

5.5.4 Периодичность и циклы технического обслуживания устанавливаются в зависимости от категории помещения, в котором размещены устройства РЗА: к I категории относятся закрытые, сухие отапливаемые помещения, ко II категории относятся помещения с большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, в которых имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха(металлические помещения, ячейки типа КРУН, комплектные трансформаторные подстанции и др.), а также помещения, находящиеся в районах с повышенной агрессивностью среды.

5.5.5. В электрических сетях 0,4-35 кВ цикл технического обслуживания для устройств РЗА, установленных в помещениях I категории, принимается равным 12, 8 или 6 годам, а для устройств РЗА, установленных в помещениях II категории, принимается равным 6 или 3годам в зависимости от типа устройств РЗА и местных условий, влияющих на ускорение износа устройств. Цикл обслуживания для устройств РЗА устанавливается распоряжением главного инженера ПЭС.

5.5.6 Плановое техническое обслуживание устройств РЗА электрических сетей 0,4-35 кВ следует по возможности совмещать с проведением ремонта основного электрооборудования; при этом координировать планы обслуживания устройств РЗА с устанавливаемыми сроками ремонта оборудования.

5.5.7 Периодичность технического обслуживания аппаратуры и вторичных цепей устройств дистанционного управления и сигнализации принимается такой же, как для соответствующих устройств РЗА; периодичность осмотров аппаратуры и цепей устанавливается службой РЗА в соответствии с местными условиями.

5.5.8 Тестовый контроль (опробование) устройств на микроэлектронной базе рекомендуется проводить не реже одного раза в 12мес.

5.5.9. Для устройства РЗА подстанций 110-750 кВ цикл технического обслуживания принят равным восьми годам для устройства на электромеханической элементной базе и шести годам - на микроэлектронной и микропроцессорной базе.

5.5.10 Продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА решением главного инженера предприятия может быть изменена в зависимости от конкретных условий эксплуатации, длительности эксплуатации, фактического состояния конкретного устройства, квалификации обслуживающего персонала.

5.5.11. Допускается с целью совмещения проведения технического обслуживания устройств РЗА с ремонтом основного оборудования перенос запланированного вида технического обслуживания на срок до двух лет.

5.5.12. Первый профилактический контроль устройств РЗА, дистанционного управления и сигнализации должен проводиться через 10-15 мес. после включения устройства в эксплуатацию.

Для устройств вторичных соединений - дистанционное управление, сигнализация, блокировка - проводится только профилактическое восстановление, опробование и осмотры с периодичностью, установленной для соответствующих устройств РЗА.

5.5.13 Тестовый контроль (опробование) устройств РЗА на микроэлектронной базе ПС 110-750 кВ проводить не реже одного раза в 12мес.

5.5.14 Периодичность технических осмотров аппаратуры и вторичных цепей, устройств обнаружения пожаров устанавливается службой РЗА в соответствии с местными условиями, но не реже двух раз в год.

Опробование устройств АПВ линий электропередачи должно проводиться не реже одного раза в год.'

Необходимость и периодичность проведения опробований других устройств РЗА определяются местными условиями и утверждаются главным инженером ПЭС.

5.6 Кабельные линии электропередачи

5.6.1. При эксплуатации кабельных линий должны производиться техническое обслуживание и ремонт.

5.6.2 Перечень работ по техническому обслуживанию кабельных линий приведен в таблице 5.6

Таблица 5.6 Перечень основных работ по техническому обслуживанию кабельных линий

5.6.3 Результаты обходов и осмотров кабельных линий и сооружений регистрируются в журнале обходов и осмотров; выявленные дефекты на трассах вносятся в журнал дефектов (неполадок) или в карты дефектов.

5.6.4 Осмотр трасс и сооружений кабельных линий производится специализированным персоналом ПЭС; осмотр участков кабеля на территории подстанций, концевых муфт линий, заходящих в распределительные устройства подстанций, производится персоналом подстанций.

Ремонт кабельных линий

5.6.5 Ремонт кабельных линий производится по плану-графику, утвержденному руководством ПЭС. План-график ремонтов составляется на основе записей в журналах обходов и осмотров, результатов испытаний и измерений, а также по данным диспетчерских служб.

В план-график включаются ремонтные работы, не требующие срочного выполнения; очередность производства таких работ устанавливается руководством района (участка, службы) электрической сети. Очередность выполнения срочных ремонтов определяется руководством ПЭС.

5.6.6 Объем ремонтов уточняется на основании дополнительной проверки, на месте инженерно-техническим персоналом всех выявленных неисправностей кабелей.

5.6.7 Ремонт кабельных линий производится персоналом электросети или персоналом специализированных организаций.

5.6.8 Ремонт кабельных линий производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации силовых кабельных линий: СО 153-34.20.508 (РД 34.20.508), СО 153-34.20.509 (РД 34.20.509),технологическим картам с соблюдением требований СО 153-34.20.150-2003 «Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

5.6.9 Вскрытие кабеля для ремонта производится после сверки визуально на месте соответствия расположения кабеля с расположением его на плане трассы; при отсутствии видимого повреждения следует применять кабелеискательную аппаратуру. Разрезание кабеля или вскрытие кабельной муфты производится после проверки отсутствия напряжения на кабеле.

Одновременно с ремонтом кабеля в кабельных и сетевых сооружениях производятся проверка и восстановление бирок, предупредительных и опознавательных надписей и пр.

5.6.10 По окончании ремонтных работ на кабельной линии должен быть составлен исполнительный эскиз. По эскизу должны быть внесены исправления в техническую документацию (планы трасс, схемы, паспортные карты и пр.).

5.6.11 После ремонта кабельной линии производятся испытания и измерения в соответствии с СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-97)«Объем и нормы испытаний электрооборудования».

5.7 Техническое обслуживание и ремонт СДТУ, устройств сигнализации, средств измерений

5.7.1 Техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления в электрических сетях выполняются в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей.

5.7.2 Техническое обслуживание пожарной и охранной сигнализации в электрических сетях выполняется в соответствии с СО 153-34.03.305-2003, СО 34.49.501-95 (РД 34.49.501-95), СО 34.49.502-96 (РД 34.49.502-96), СО 34.49.503-94 (РД 34.49.503-94).

5.7.3 Техническое обслуживание средств измерений в электрических сетях выполняется в соответствии с СО 34.11.115-97 (РД 34.11.115-97), СО 34.11.412-96 (РД 34.11.412-96), МИ 2304-94.

6 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

6.1 Общие положения

6.1.1 ТОиР зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса работ, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, направленных на обеспечение исправного состояния зданий и сооружений, надежной и экономичной их эксплуатации.

Комплекс проводимых работ включает:

- техническое обслуживание зданий и сооружений;

- установление оптимальной периодичности проведения ремонтов;

- организационно-техническую подготовку ремонтов;

- обеспечение ремонтных работ материально-техническими ресурсами;

- применение прогрессивных форм организации и управления ремонтом;

- применение передовых методов ремонта, комплексной и передовой технологии;

- специализацию ремонтных работ;

- контроль качества выполняемых работ; анализ технического состояния зданий и сооружений до и после ремонта;

- анализ технико-экономических показателей и разработка мероприятий по улучшению этих показателей.

6.1.2 Организация ТОиР зданий и сооружений энергопредприятия, контроль за использованием ремонтного фонда, решение организационно-технических вопросов возлагается на энергопредприятие.

6.2 Техническое обслуживание

6.2.1 Техническое обслуживание зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса мероприятий по инженерному надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений, их инженерных систем и промплощадки, своевременному устранению отдельных дефектов и выполнению мелких разовых ремонтных работ, в том числе:

- контроль за соблюдением требований ПТЭ, направленных на сохранение строительных конструкций;

- обеспечение осмотров и обследований производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам с привлечением в необходимых случаях специализированных организаций;

- наблюдение за осадками зданий и сооружений;

- контроль за соблюдением режима эксплуатации, предусмотренного проектом (вибрационные нагрузки, вентиляции, температурно-влажностный режим и т.д.), контроль за предотвращением перегрузок на кровли, перекрытия;

- наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;

- наблюдение за режимом подземных вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов технологическими водами из водонесущих коммуникаций промплощадки энергопредприятия;

- поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных вод;

- очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;

- контроль за состоянием антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;

- выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;

- выполнение мероприятий по подготовке к зиме, паводку, противообледенению, противопожарных, по охране окружающей среды.

6.2.2 Техническое обслуживание зданий и сооружений осуществляется энергопредприятием в соответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий: часть II, раздел I. Техническое обслуживание зданий и сооружений" СО 34.0-21.601-98 (РД 153-34.0-21.601-98) и другими нормативными документами по эксплуатации и техническому обслуживанию зданий и сооружений.

На каждом энергопредприятии:

- устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность их выполнения по каждому зданию и сооружению в соответствии с 6.2.2. и с учетом местных условий;

- назначаются ответственные исполнители по техническому обслуживанию по каждому зданию и сооружению, вводится система контроля со стороны ответственных исполнителей за устранением дефектов на закрепленных за ними зданиях и сооружениях.

6.2.4. Для учета работ по техническому обслуживанию и ремонту ведется технический журнал, на каждое здание и сооружение, в который заносятся записи о всех выполненных работах и исполнителях. Технический журнал является основным документом, характеризующим состояние эксплуатируемых объектов. Сведения, помещенные в журнале должны отражать техническое состояние зданий и сооружения на данный период времени, а также о начале его эксплуатации, служить исходными данными при составлении ведомостей (описей) объемов работ.

Формы технических журналов приведены в "Типовой инструкции по эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий. Часть 1. Организация эксплуатации зданий и сооружений " СО 153-34.21.521-91 (РД-34.21.521-91).

6.2.5 Своевременность проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию, а также ведение технических журналов постоянно контролируются службой, группой или смотрителем зданий и сооружений энергопредприятия.

6.3 Ремонт зданий и сооружений

6.3.1 Система ремонта представляет собой совокупность организационных и технических мероприятий по установлению технического состояния зданий и сооружений, проведению ремонтов конструктивных элементов и инженерного оборудования зданий и сооружений в определенные сроки с целью обеспечения исправности и эксплуатационной надежности, предупреждения их преждевременного износа.

6.3.2 Ремонт зданий и сооружений подразделяется на текущий и капитальный.

Текущий ремонт является основой нормальной эксплуатации, проведение его обеспечивает установленную долговечность конструктивных элементов, защиту их от преждевременного износа, сокращает в будущем расходы на капитальный ремонт зданий и сооружений.

К капитальному ремонту зданий и сооружений относятся работы по смене изношенных конструкций и деталей зданий и сооружений или замена их на более прочные и экономичные, за исключением полной смены или замены основных конструкций, срок службы которых в зданиях и сооружениях является наибольшим.

6.3.3. Для ремонта зданий и сооружений могут привлекаться ремонтно-строительные подразделения и цеха энергопредприятий, специализированные ремонтные предприятия, строительно-монтажные организации.

6.4 Специализация работ при ремонте зданий и сооружений.

6.4.1 Специализация ТОиР зданий и сооружений обеспечивается:

ремонтно-строительными цехами (участками, подразделениями) энергопредприятий;

специализированными ремонтными предприятиями по ремонту зданий и сооружений.

6.4.2 Ремонтно-строительные цеха (участки, подразделения) энергопредприятий осуществляют техническое обслуживание зданий и сооружений.

6.4.3 Специализированные ремонтные предприятия выполняют капитальные и текущие ремонты всех видов зданий и сооружений энергопредприятий.

Выбор подрядной организации для выполнения ремонта определяется на конкурсной основе.

Номенклатура работ при капитальном ремонте дымовых труб и градирен приведена в приложении 51.

6.4.4 Рекомендуемые значения соотношения стоимости работы по ремонту зданий и сооружений электростанций, выполняемых собственным персоналом и передаваемых для выполнения подрядными ремонтными организациями, приведены в 2.4.3 настоящих Правил.

6.5 Планирование ремонта

6.5.1 Планирование ремонта зданий и сооружений включает в себя разработку:

- перспективных планов ремонта основных зданий и сооружений энергопредприятий;

- годовых планов ремонта.

Перспективные и годовые планы ремонтов зданий и сооружений электростанций должны быть согласованы в установленном порядке с ОАО «CO-ИДУ ЕЭС» и его филиалами (CO-ОДУ, СО-РДУ) в случае снижения располагаемой мощности электростанции на величину, равную минимальной мощности (и более) оборудования, находящегося в оперативной подчиненности соответствующего уровня диспетчерского управления.

Здания и сооружения электростанций ТЭС с поперечными связями, энергоблоков (до 160 МВт), а также ГЭС регионального уровня, вывод в ремонт которых приводит к снижению располагаемой мощности электростанции на величину до 160 МВт, находятся в оперативном ведении СО-РДУ, СО-ОДУ.

Здания и сооружения электростанций федерального уровня ТЭС и ГЭС, вывод в ремонт которых приводит к снижению располагаемой мощности электростанции на величину 160 МВт и более, находятся в оперативном ведении CO-ОДУ, ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС».

6.5.2 Перспективный план капитального ремонта основных зданий и сооружений (приложение 52) разрабатывается на 5 лет и утверждается генерирующей или управляющей компанией на основании материалов, представляемых энергопредприятиями и служит основанием для разработки проектно-сметной документации, планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

6.5.3 Годовое планирование ремонта зданий и сооружений (дымовых труб, газоходов, градирен, золошлакоотвалов, гидротехнических и других сооружений и зданий энергопредприятий), производится в соответствии с перспективным планом, с учетом технического состояния объектов. При этом в годовой план могут быть внесены обоснованные изменения против перспективного плана. Форма годового плана приведена в приложении 53.

Контроль технического состояния объектов выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативно-технической документацией.

Объем и стоимость работ в годовом плане определяются:

- по капитальному ремонту зданий и сооружений - на основании проектно-сметной документации на ремонт;

- по текущему ремонту - на основании расценочных описей, составленных при проведении осмотров зданий и сооружений, записей технического журнала по эксплуатации зданий и сооружений.

6.5.4 "При разработке перспективного и годового плана ремонта зданий и сооружений следует руководствоваться:

- периодичностью капитальных ремонтов производственных зданий и сооружений согласно приложению 54;

- периодичностью капитальных ремонтов конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергопредприятий согласно приложению 55;

- нормами периодичности контроля технического состояния дымовых труб и градирен согласно приложению 56;

- нормами простоя дымовых труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы согласно приложению 57;

- продолжительностью капитальных и текущих ремонтов дымовых труб, газоходов и градирен согласно приложению 58;

- необходимостью совмещения капитального ремонта газоходов с капитальным ремонтом котла, проверки технического состояния газоходов с текущим и средним ремонтом котла.

При планировании ремонта с продолжительностью выше нормативной или периодичностью ниже нормативной, энергопредприятием представляется в энергосистему соответствующее обоснование.

Основанием, подтверждающим необходимость проведения ремонта раньше нормативного срока (сокращение межремонтного периода) являются акты обследования, технические заключения.

6.5.5 Номенклатура ремонтных работ и продолжительность ремонта уточняются в каждом конкретном случае по техническому состоянию объекта. При этом:

- время проведения ремонта следует максимально совмещать с капитальным ремонтом соответствующего оборудования электростанций;

- ремонт объектов с большим объемом работ целесообразно планировать в несколько этапов с целью максимального сокращения времени вывода объектов из работы;

- все подготовительные работы выполнять до вывода объекта в ремонт;

- проект производства работ и график ремонта утверждаются Заказчиком.

6.5.6. При необходимости вывода дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанный с ограничением мощности электростанции, разрабатываются технические решения по переключению основного оборудования на другие сооружения или по установке на период ремонта временных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограничение мощности.

6.5.7 Текущий ремонт производится в течение всего года по плану, составленному энергопредприятием.

6.5.8. При разработке годового плана ремонта, энергопредприятием предусматривается в годовом ремонтном фонде резерв средств для проведения непланового ремонта.

6.5.9 Разработка, согласование и утверждение перспективных и годовых планов производятся в сроки, установленные генерирующей или управляющей компанией.

6.6 Подготовка к ремонту

6.6.1 Подготовка к ремонту зданий и сооружений включает в себя разработку и выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих выполнение ремонтных работ в установленные сроки с высоким качеством.

Разработка мероприятий, сроки их выполнения предусматриваются в годовых планах подготовки к ремонту энергопредприятия (Заказчика) и ремонтного предприятия (Подрядчика).

6.6.2 Энергопредприятия разрабатывают годовой план подготовки к ремонту, после согласования и утверждения годового плана ремонта, но не позднее, чем за два месяца до начала ремонта.

6.6.3. Если в объем ремонта зданий и сооружений включаются сложные и трудоемкие работы по ремонту дымовых труб и градирен, то подготовка к капитальному ремонту может быть начата в году, предшествующем планируемому.

6.6.4. Для проведения ремонтных работ по восстановлению и усилению основных несущих конструкций дымовых труб, газоходов, градирен, модернизации сооружений, ремонту зданий и сооружений с заменой отдельных элементов на новые, отличающиеся по конструкции или материалам, и др., требующих специальных проектных решений, энергопредприятие заказывает разработку проектно-сметной документации проектной организации с соответствующей технической экспертизой этой документации в установленном порядке, а для дымовых труб с дополнительной экспертизой промышленной безопасности согласно «Правил безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных дымовых труб» ПБ 03-445-02.

6.6.5. Для проведения ремонта зданий и сооружений энергопредприятие (Заказчик):

1) направляет ремонтным предприятиям предложения на участие в конкурсных торгах на выполнение ремонтных работ. В предложении указываются: наименование объекта, краткая техническая характеристика, объем и номенклатура ремонтных работ, сроки начала и окончания ремонта. При необходимости выполнения ремонтов, требующих специальных проектных решений, к предложению прилагается утвержденный проект ремонта сооружения;

2) по результатам конкурсных торгов заключается договор с ремонтным предприятием, выигравшим торги на выполнение ремонтных работ. Сметная документация, ППР, ПОР, перечень основных материалов на выполнение работы со стоимостью на момент торгов, нестандартных приспособлений и оснастки, предоставляются специализированной организацией.

При проведении ремонта без усиления и замены конструкции, сметная документация разрабатывается на основании ведомости дефектов и описей работ.

Ведомость дефектов или опись работ составляется энергопредприятием и служит основанием для составления смет.

В ведомости дефектов или описи работ, составленной отдельно по каждому зданию (с указанием этажа, пролета, цеха) указываются наименование и предполагаемое количество материалов, пригодных к повторному применению, процент их годности, прикладывается пояснительная записка;

3) обеспечивает открытие и непрерывность финансирования ремонтных работ;

4) демонтирует и вывозит оборудование, мешающее производству ремонта;

5) предоставляет график передачи материалов, оборудования, изделий, увязанный со сроками выполнения ремонтных работ;

6) предоставляет график совмещения ремонтных работ и производственных процессов энергопредприятия;

7) проводит предремонтное обследование здания или сооружения комиссией, состоящей из представителей энергопредприятия, ремонтного предприятия и генерирующей или управляющей компании, с привлечением при необходимости специализированной организации. По результатам обследования составляется акт по форме приложения 59. На основании акта обследования составляется ведомость объема ремонтно-строительных работ по форме приложения 60, которая уточняется после начала ремонта;

8) передает по акту готовности к ремонту здание или сооружение подрядчику. Форма акта приведена в приложении 61.

6.6.6. До начала ремонта ремонтное предприятие (Подрядчик):

1) направляет энергопредприятию проект договора; при заключении генерального договора проект договора и график производства ремонтных работ составляется с учетом выполнения работ субподрядными организациями;

2) при заключении договора стороны вправе в особых условиях к договору предусматривать обязательства, вытекающие из конкретных условий ремонта объектов;

3) после заключения договора приступает к подготовке к ремонтным работам.

6.7 Проведение ремонта

6.7.1. Для проведения ремонта энергопредприятие:

1) обеспечивает ремонтному предприятию готовность объектов к ремонту;

2) передает в сроки, согласованные с ремонтным предприятием, разрешения соответствующих организаций на производство работ в зоне воздушных линий электропередачи и связи, проезжей части городских дорог, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных коммуникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремонту, закрытие уличных проездов, отвод участка для отсыпки строительного мусора.

Необходимость в оформлении упомянутых разрешений устанавливается на основании проектной документации и проектов производства работ;

3) выдает наряд-допуск на ремонт ремонтно-строительным подразделениям электростанции, а привлекаемым подрядным организациям - акт-допуск;

4) обеспечивает допуск ремонтных рабочих в зону ремонта;

5) обеспечивает при необходимости временный перенос линий электропередачи, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения и др., пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, согласно Правил техники безопасности, освобождение приобъектной территории от временных строений, выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлоконструкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонтных работ;

6) передает по договоренности сторон необходимые для выполнения

ремонта материалы, оборудование и изделия ремонтному предприятию;

7) выполняет отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта дымовых труб и градирен;

8) при ремонтных работах по наружной поверхности дымовых труб, несущих на стволах подвески линий электропередачи, осуществляет снятие напряжения, если проектом производства работ не предусмотрена возможность выполнения работ без снятия напряжения;

9) в случае невозможности изолировать зону производства ремонтных работ осуществляет мероприятия по ППБ и ПТБ в соответствии с проектом производства работ;

10) обеспечивает по договоренности сторон ремонтное предприятие грузоподъемными механизмами и автотранспортом, находящимися в эксплуатации в энергопредприятии;

11) предоставляет ремонтным рабочим возможность пользоваться социально-коммунальными услугами наравне со своими рабочими (водо-, газо-, паро-, электроснабжением, канализацией, столовой, библиотекой и пр.);

12) осуществляет в процессе ремонта технический надзор и контроль за соответствием объема, стоимости выполненных работ проектно-сметной документации, правилам производства работ, соответствием материалов, изделий, конструкций государственным стандартам и техническим условиям без вмешательства в оперативно-хозяйственную деятельность ремонтного предприятия. В случае выявления в процессе ремонта объемов, не учтенных в проектно-сметной документации, решает вопрос с ремонтным предприятием об увеличении (уменьшении) объемов работ, пересмотра проектно-сметной документации за счет Заказчика;

13) производит приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями ремонтных работ с составлением актов;

14) производит присоединение сетей после извещения о готовности сетей к присоединению;

15) принимает законченные ремонтом объекты.

6.7.2 Ремонтное предприятие:

- приступает к производству ремонтных работ в сроки, указанные в договоре при наличии утвержденной проектно-сметной документации, разрешений, документов, указанных в 6.7.1;

- выполняет работы по ремонту зданий и сооружений в соответствии с утвержденной проектно-сметной документацией, проектом производства работ; разрешается применение типовых проектов производства работ, типовых технологических карт с привязкой к месту выполнения работ;

- обеспечивает с начала производства работ оформление наряда-допуска, своевременную выдачу заданий производителям работ и бригадирам, контроль за выполнением производителями ремонта требований проекта ремонта, проекта производства работ, строительных норм и правил, ПТЭ, ППБ, ПТБ, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, технический надзор за качеством применяемых материалов и выполняемых работ;

- обеспечивает своевременную сдачу по акту Заказчику скрываемых последующими работами или конструкциями ремонтных работ' извещает Заказчика о готовности сетей к присоединению, сдачу отремонтированных объектов.

6.7.3 Энергопредприятие и ремонтное предприятие несут ответственность за выполнение условий договора, соблюдение сроков подготовки, ведения и окончания работ, оформление актов скрываемых работ, соответствие выполненных и оплаченных работ, своевременную сдачу отремонтированного объекта в эксплуатацию; учет трудовых и материальных ресурсов и выполнение договорных обязательств, предусмотренных особыми условиями к договору.

6.8 Приемка зданий и сооружений в эксплуатацию

6.8.1 Подрядчик сдает, а Заказчик (энергопредприятие) принимает здание, сооружение или помещение из ремонта в соответствии с утвержденной проектно-сметной документацией, правилами производства работ в срок, установленный договором.

6.8.2 Приемка зданий и сооружений из капитального ремонта осуществляется приемочной комиссией, назначаемой приказом по энергопредприятию при участии ответственных представителей ремонтной организации и представителей эксплуатационной службы энергопредприятия.

Приемка выполненных работ по текущему ремонту зданий и сооружений осуществляется службой или смотрителем зданий и сооружений энергопредприятий в присутствии исполнителей ремонтных работ и представителя эксплуатационного подразделения, ответственного за данное подразделение.

6.8.3 Приемочная комиссия осуществляет контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного объекта и качество выполненных ремонтных работ.

Техническая документация, предъявляемая приемочной комиссии при сдаче объекта из капитального ремонта включает в себя проектно-сметную документацию, исполнительные чертежи, журналы производства работ, акты скрытых работ. При сдаче объекта из текущего ремонта представляется документация в соответствии с приложениями 59, 60, 61, 62.

6.8.4 При приемке в эксплуатацию отремонтированных объектов необходимо руководствоваться СНиП 3.01.04-87.

Форма акта приемки из ремонта зданий и сооружений приведена в приложении 62.

6.8.5 Приемка в эксплуатацию объектов из капитального ремонта разрешается только после выполнения всех работ, предусмотренных проектом или сметами на ремонт объекта в целом или его очередей.

6.8.6 Запрещается приемка в эксплуатацию зданий и сооружений из капитального ремонта с недоделками.

6.8.7 Оценка качества ремонтных работ производится энергопредприятием в процессе производства ремонтных работ и при приемке объекта из ремонта аналогично строительным работам в соответствии со СНиП.

6.8.8. При оценке качества выполнения ремонтных работ и работ по модернизации дымовых труб, газоходов, градирен следует руководствоваться утвержденной проектной документацией; СНиП по соответствующим видам работ, "Инструкцией по эксплуатации железобетонных и кирпичных дымовых труб и газоходов энергопредприятий" СО 34.21.523-99 (РД 153-34.1-21.523-99), "Типовой инструкцией по приемке и эксплуатации башенных градирен" СО 34.22.402-94 (РД 34.22.402-94).

6.8.9 Техническая документация по выполненным работам и акты приемки отремонтированных зданий и сооружений из капитального ремонта хранятся на предприятии.

6.8.10 Сведения о выполненном капитальном ремонте заносятся в паспорт производственного здания и сооружения.

6.8.10 Сведения о текущем ремонте вносятся в технический журнал эксплуатации зданий, сооружений.

Приложение 1
(справочное)

Техническое обслуживание и ремонт. Основные понятия. Термины и определения

В приложении приведены термины и определения основных понятий, применяемые в технической документации и производстве в области технического обслуживания и ремонта и использованные в Правилах.

Термины и определения понятий, установленные государственными стандартами и другими нормативными документами, приведены с соответствующими ссылками. Для применяемых в Правилах специальных понятий приведены определения без ссылок.

В некоторых случаях для терминов, получивших разные определения в нескольких нормативных документах, приведены две или более формулировки определений, пронумерованные в порядке их изложения, со ссылками на соответствующие НД.

1. Общие понятия

Таблица 1.1 - Алфавитный указатель терминов

 

Приложение 2
(рекомендуемое)

Основные функции отдела планирования и подготовки ремонта

Отдел планирования и подготовки ремонта (ОППР) выполняет организационно-техническую подготовку технического обслуживания и ремонта (ТОиР) на электростанции для планомерного и эффективного проведения работ, рационального использования финансовых, материальных и трудовых ресурсов, обеспечения качества отремонтированного оборудования, зданий и сооружений.

Основными функциями ОППР являются:

- организационное обеспечение финансирования ТОиР;

- обеспечение и контроль качества ТОиР;

- планирование ТОиР;

- материально-техническое обеспечение ТОиР;

- конструкторско-технологическое обеспечение ТОиР;

- организация и координация деятельности исполнителей ТОиР;

- организация использования программного обеспечения автоматизированных систем управления ТОиР, ведение делопроизводства и отчетности ОППР.

В зависимости от конкретных условий и организационной структуры электростанции функции ОППР могут быть дополнены или конкретизированы.

Деятельность ОППР при выполнении основных функций предусматривает решение задач, перечисленных ниже и сгруппированных по каждой из функций.

1. Организационное обеспечение финансирования ТОиР

включает решение следующих задач:

- организация и участие в разработке нормативов затрат на ремонт по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений;

- организация формирования и распределения величины затрат на ремонт по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений с созданием финансовых резервов на уровне электростанции;

- разработка смет на выполнение работ собственным ремонтным персоналом и подрядными организациями;

- подготовка комплекта обосновывающих документов, осуществление защиты и утверждения в установленном порядке величины ремонтной составляющей тарифа;

- организация контроля и учета использования финансовых затрат на ТОиР по всем направлениям деятельности, включая и использование созданных резервов;

- ведение базы данных по использованию финансовых затрат на ТОиР и на основе их анализа подготовка рекомендаций по рациональному распределению и эффективному использованию, а также по стимулированию за снижение финансовых затрат на ТОиР;

- участие в разработке местных норм оплаты труда ремонтного персонала.

2. Планирование ТОиР

включает решение следующих задач:

- разработка и формирование сводного перспективного плана ремонта оборудования, зданий и сооружений в целом по электростанции, а также перспективного плана ремонта отдельных групп или видов оборудования;

- определение совместно с планово-экономическим отделом суммарных объемов потребности финансовых, материальных и трудовых ресурсов для выполнения ремонта, предусматриваемого сводным перспективным планом в целом по электростанции и перспективным планом по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений;

- доработка совместно с планово-экономическим отделом сводного перспективного плана ремонта сбалансированного по финансовым, материальным и трудовым ресурсам в целом по электростанции и перспективного плана по отдельным группам или видам оборудования, зданий и сооружений;

- разработка и формирование годового плана ремонта оборудования, зданий и сооружений в целом по электростанции;

- разработка и формирование годового плана ремонта по отдельным группам или видам оборудования, в том числе графика ремонта оборудования, ремонтируемого без остановки энергоблока;

- распределение объема ремонта по организациям-исполнителям и согласование с ними объемов и сроков выполнения работ;

- организация проведения конкурсных торгов и заключения договоров с подрядными организациями на проведение ремонтных работ;

- разработка месячных планов и графиков ремонта по отдельным группам или видам оборудования;

- обеспечение непрерывности процесса планирования, организационно- технической подготовки и выполнения ТОиР;

- разработка и формирование годового плана подготовки к ремонтам в целом по электростанции;

- разработка планов подготовки к ремонту энергоблоков или энергоустановок;

- оформление акта готовности электростанции к проведению ремонта энергоблока или энергоустановки;

- организация и участие совместно с производственными подразделениями (цехами, участками) в проведении предремонтных испытаний, определение фактического технического состояния оборудования и составление ведомости дефектов;

- разработка и формирование ведомостей объемов работ на капитальный и средний ремонт энергоблоков или энергоустановок;

- разработка сетевых графиков ремонта; организация расчета, обоснования и согласования в необходимых случаях сверхплановой продолжительности ремонта;

- разработка мероприятий по выполнению дополнительного объема работ, выявленного в процессе ремонта, и их согласование;

- ведение базы данных о выполненных ремонтных работах и использованных ресурсах, сопоставление результатов ремонтных воздействий с понесенными затратами;

- ведение статистического учета объемов и периодичности ремонта, повреждаемости оборудования и его составных частей, зданий и сооружений, причин ремонта, повторяемости дефектов, ресурсов работы и т.д.;

- организация и участие в разработке нормативов планово- предупредительного ремонта на энергоблок, энергоустановку и оборудование установки, включая объемы, периодичность и продолжительность ремонта;

- организация и участие в разработке нормативно-технических документов по ремонту конкретных видов оборудования с учетом его технического состояния.

3. Обеспечение и контроль качества ТОиР

 включает решение следующих задач:

- организация и обобщение предложений по организационно- техническим мероприятиям, включаемым в перспективный, годовой и конкретный планы подготовки к ремонту;

- контроль наличия и качества комплектов ремонтных, конструкторских и технологических документов по видам оборудования, зданий и сооружений;

- контроль договоров с ремонтными предприятиями в части установления особых условий по оценке качества и по гарантийным обязательствам;

- организация и непосредственное участие во входном контроле запасных частей и материалов, используемых при ремонте;

- установление в наряд-заказах, предписаниях на выполнение ремонтных работ требований к качеству их выполнения и к качеству отремонтированного оборудования и его составных частей, зданий и сооружений, соблюдение требований НТД, технологической и конструкторской документации;

- определение по результатам дефектации с учетом предремонтных эксплуатационных испытаний необходимости выполнения запланированных и дополнительных ремонтных работ;

- проведение оперативного контроля качества выполняемых ремонтных работ; контроль соответствия отремонтированных составных частей оборудования, зданий и сооружений требованиям НТД и конструкторской документации;

- проверка соблюдения технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации);

- контроль за составлением организационно-технических документов (протоколов, актов, ведомостей, карт контроля и измерений и др.) по результатам приемки и опробования в процессе ремонта. Участие в работе комиссий по приемке оборудования и установок из ремонта;

- рассмотрение и анализ полноты и правильности информации в документации, составленной в процессе ремонта и предъявляемой приемочной комиссии;

- контроль и анализ результатов испытаний и приемки с целью установления оценки качества отремонтированного оборудования;

- контроль и анализ выполнения предприятиями-исполнителями ремонта основных и дополнительных требований, определяющих качество выполненных ремонтных работ, с целью установления оценки качества;

- контроль результатов подконтрольной эксплуатации оборудования для установления окончательных оценок качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ;

- контроль полноты и правильности информации в отчетных документах по выполненному ремонту; учет и участие в расследовании причин аварий и отказов;

- рекламационная работа с поставщиками оборудования, материалов и ремонтными предприятиями;

- участие в контроле технического состояния оборудования, зданий и сооружений, в проведении необходимых испытаний;

- анализ результатов эксплуатационных испытаний и диагностических параметров, организация и участие в разработке предложений по повышению надежности оборудования, зданий и сооружений, определению необходимых объемов ремонта;

-  организация и участие в разработке регламентов ТОиР конкретных видов энергооборудования;

- формирование и совершенствование процессов и схем организации производства ремонтных работ;

- организация и участие в разработке методик испытания оборудования, программ вывода его в ремонт и вводов в эксплуатацию;

- планирование, организация и участие в проведении освидетельствования механизмов и оборудования, подведомственных Госгортехнадзору;

- планирование и контроль своевременности выполнения предписаний органов Государственного надзора, Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей РАО «ЕЭС России», приказов и циркуляров, писем заводов-изготовителей и т.д.;

- контроль выполнения производителями ремонтных работ графика ремонта энергоблока, энергоустановок, отдельных видов оборудования, зданий и сооружений.

4. Материально-техническое обеспечение ТОиР

включает решение следующих задач:

- организация и участие в разработке:

- норм расхода на ремонт материалов и запасных частей;

- нормокомплектов технологической оснастки и инструмента;

- номенклатуры и объемов обменного фонда оборудования и отдельных составных частей и деталей;

- норм аварийного (неснижаемого) запаса материалов;

- автоматизированной системы складского учета материальных ценностей;

- составление ежегодных заявок на оборудование, запасные части и материалы, необходимые для проведения ремонта по отдельным группам или видам оборудования;

- составление сводных в целом по электростанции ежегодных заявок на оборудование, запасные части, материалы, технологическую оснастку и инструмент;

- организация проведения конкурсных торгов и заключения договоров с предприятиями-поставщиками оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента, согласование условий и сроков их поставки;

- контроль выполнения договоров по поставке оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента;

- производство приемки на склад поступающих оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента, контроль их соответствия техническим требованиям, условиям договора, сертификатам;

- контроль условий и правильности хранения оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента на складе;

- производство систематического учета наличия и расходования оборудования, запасных частей, материалов, технологической оснастки и инструмента;

- организация передачи на склад использованного оборудования, запасных частей, технологической оснастки и инструмента, принятие решения по их дальнейшему использованию (восстановление, списание);

- организация и контроль своевременности выдачи материалов, запасных частей, спецоснастки, специнструмента, оборудования, требуемых для выполнения планируемых ремонтных работ, со складов электростанции.

5. Конструкторско-технологическое обеспечение ТОиР

включает решение следующих задач:

- ведение перечня и фонда ГОСТ, ОСТ, ТУ и руководящих документов;

- разработка конструкторской документации на изготовление ремонтной оснастки, инструмента, запасных частей, узлов и деталей оборудования и т.д., согласно действующих ГОСТ, ОСТ и другой НТД;

- своевременное внесение изменений в конструкторскую документацию после ремонта или модернизации оборудования;

- разработка технологической документации на ремонт оборудования, проектов производства ремонтных работ, ремонтных формуляров или технологических карт контроля и измерений, планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков и т.д.;

- осуществление авторского сопровождения за проведением ремонтных работ по технологиям, разработанным ОППР;

-  организация заключения договоров с проектными, научными, конструкторско-технологическими организациями на разработку необходимой технической документации, относящейся к подготовке и производству ремонта, контроль исполнения договоров и согласование разработанной документации;

- учет и хранение подлинников, копирование, размножение и обеспечение производителей ремонтных работ технической и организационной документацией.

6. Организация и координация деятельности исполнителей ТоиР

включает решение следующих задач:

- создание и организация использования в ремонтной деятельности минимально необходимого и достаточного документооборота, обязательного для применения, как собственным ремонтным персоналом электростанции, так и привлекаемыми к выполнению ремонтных работ подрядными организациями;

- распределение планируемых ремонтных работ по исполнителям на основе требований нарядов, предписаний;

-  организация получения со склада электростанции материалов и запасных частей, требуемых для выполнения планируемых ремонтных работ;

- организация перевода ремонтного персонала от одного вида ремонтных работ на другие, комплектование бригад не от вида оборудования, а от номенклатуры и объемов требований, нарядов и предписаний, срочности их выполнения;

- ведение таблицы расписания работ по каждому исполнителю, контроль степени исполнения (законченности) ремонтных работ и плановых сроков их выполнения.

7. Организация разработки и использования программного обеспечения автоматизированных систем управления ТОиР, ведение делопроизводства и отчетности ОППР

включает решение следующих задач:

 - организация обследования и анализа состава и содержания автоматизируемых функций информационного сопровождения процесса ТОиР, объектов учета, паспортизация объектов учета;

- организация и формирование технических требований к разработке (локализации, адаптации, настройке) программно-математического обеспечения, необходимого для решения задач и нормального функционирования всей автоматизированной системы организации и управления ТОиР электростанции;

- обеспечение автоматизированных связей с другими подразделениями электростанции, управляющими и генерирующими компаниями, другими вышестоящими организациями; организация эксплуатации и технического обслуживания информационных технологий управления ТОиР, компьютерной техники отдела;

 - организация и ведение делопроизводства и отчетности отдела.

Приложение 3
(рекомендуемое)

ФИНАНСИРОВАНИЕ РЕМОНТА И СМЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

1. Финансирование ремонта осуществляется путем включения расходов на все виды ремонтов и технического обслуживания основных производственных фондов энергопредприятий в состав затрат на производство и реализацию электрической и тепловой энергии.

2. Генерирующие, управляющие компании совместно с энергопредприятиями планируют затраты на все виды ремонтов производственных основных фондов за счет себестоимости электрической и тепловой энергии. В соответствии с главой 25 части II Налогового Кодекса Российской Федерации затраты на проведение всех видов ремонтов основных производственных фондов включаются в себестоимость продукции (работ, услуг) по соответствующим элементам затрат (материальным затратам, затратам на оплату труда и другим).

3. За счет средств, выделяемых на ремонт, финансируются затраты по поддержанию основных производственных фондов в исправном состоянии, в том числе:

- расходы на техническое обслуживание, проведение текущего, среднего и капитального ремонтов, включая затраты на демонтаж и монтаж ремонтируемого оборудования и транспортировку объектов ремонта;

- расходы по подготовке к ремонту и другие мероприятия, связанные с производством ремонта, включая затраты по разработке необходимой для ремонта технической документации, проведению испытаний и наладке оборудования;

- расходы по приобретению необходимых для ремонта запасных частей и материалов, инструмента и приспособлений и других средств и предметов труда, включая затраты по проведению их входного контроля, а также транспортно-заготовительные расходы.

4. Величина ремонтных затрат на планируемый год устанавливается с разбивкой по кварталам на основе годовых планов технического обслуживания и ремонта основных фондов энергопредприятия и сроков проведения ремонтов.

Размер ремонтных затрат генерирующей, управляющей компании определяется как сумма ремонтных затрат энергопредприятий, входящих в ее состав.

Планирование ремонтных затрат целесообразно осуществлять в автоматизированном режиме (например, в среде АС «Энергоремонт»).

5. Величина ремонтных затрат при формировании и утверждении тарифов на электрическую и тепловую энергию на планируемый период должна быть рассмотрена, согласована и утверждена Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) или Региональной энергетической комиссией (РЭК) в установленном порядке в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 02.04.02 № 226 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии", согласно которому при определении включаемых в регулируемые тарифы (цены) расходов на проведение ремонтных работ необходимо руководствоваться:

- нормативами расходов на ремонт основных производственных фондов (с учетом их обоснованной индексации), утвержденными уполномоченными органами по согласованию с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации;

- при проведении расчетов цен на сырье, материалы, работы и услуги производственного характера, топливо для технических целей и на услуги по его перевозке, а также на иные товары и услуги необходимо применять:

1) регулируемые государством тарифы (цены);

2) цены, установленные на основании договоров, заключенных в соответствии с правилами закупок (конкурсов, торгов);

3) официально опубликованные прогнозные рыночные цены и тарифы, установленные на расчетный период регулирования, в том числе биржевые котировки цен (в случае отсутствия договорных цен). При отсутствии договорных цен применяются прогнозные индексы изменения цен в целом по отраслям промышленности, разрабатываемые Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации;

- программами проведения ремонтных работ с целью обеспечения надежного и безопасного функционирования производственно- технических объектов и предотвращения возникновения аварийных ситуаций, утвержденными регулирующими органами.

6. Величина ремонтных затрат на планируемый период определяется как сумма величин затрат на выполнение:

- типовых объемов и номенклатуры ремонтных работ;

- сверхтиповых ремонтных работ.

Величина затрат на выполнение типовых объемов и номенклатура ремонтных работ определяется в соответствии с "Методическими рекомендациями по определению нормативной величины затрат на ремонт основных производственных фондов электростанций" и "Нормативами затрат на ремонт в процентах от балансовой стоимости групп и видов основных фондов".

Величина затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ определяется в соответствии с "Методическими рекомендациями по формированию и согласованию величины затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ".

Рассмотрение, согласование и утверждение величины ремонтных затрат на выполнение типовых объемов ремонтных работ должно производиться на основании анализа представляемых электростанциями следующих документов:

- номенклатуры и объемов ремонтов за предшествующий и на планируемый годы;

- годового, плана ремонтов за предшествующий и на планируемый годы;

- реестра договоров с подрядными организациями.

Процедура рассмотрения, согласования и утверждения величины ремонтных затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ должна производиться в соответствии с "Методическими рекомендациями по формированию и согласованию величины затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ".

7. Для рационального и экономичного использования средств, выделяемых на ремонт, обеспечения сбалансированности финансового плана ремонтов целесообразно создание и функционирование в генерирующих, управляющих компаниях и энергопредприятиях инструкций, положений и др. документации, определяющей требования и порядок формирования, планирования, распределения, учета и контроля использования ремонтных затрат.

8. Сметы и калькуляции на ремонт оборудования, дымовых труб, градирен, газоходов, золошлакопроводов и тепловых сетей составляются в соответствии с "Методическими указаниями по формированию смет и калькуляций на ремонт энергооборудования" СО 34.20.607-2002 (РД 153-34.1-20.607-2002), а на ремонт зданий и сооружений в соответствии с Государственными элементными сметными нормами (ГЭСН-2001) по Постановлению Госстроя РФ от 08.04.02 № 16 "О мерах по завершению перехода на новую сметно-нормативную базу ценообразования в строительстве".

Сметы составляются после утверждения:

- годового плана ремонта и составления ведомости объема работ капитального, среднего, текущего ремонтов оборудования установки;

- годового плана ремонта и составления ведомости объема работ капитального, среднего, текущего ремонтов вспомогательного и общестанционного оборудования;

- годового плана ремонта и составления ведомости объема работ капитального и текущего ремонтов зданий и сооружений;

- годового графика ремонта и составления ведомости объема работ или проекта ремонта оборудования тепловой сети.

Сводную смету на все виды ремонта оборудования, зданий и сооружений с указанием стоимости работ, услуг подрядных организаций, а также стоимости материалов и запасных частей с разбивкой по группам оборудования, зданиям и сооружениям, указанным в таблице ниже, составляет энергопредприятие.

Энергопредприятие может привлекать для составления смет компетентные организации и предприятия-участников рынка ремонтных услуг.

9. При изменении ведомости объема работ производится уточнение сметной стоимости ремонта оборудования, зданий и сооружений.

Утверждение уточненных смет должно быть произведено энергопредприятием не позднее следующих плановых сроков до сдачи оборудования в эксплуатацию:

- при продолжительности ремонта до 30 дней - за 10 дней;

- при продолжительности ремонта свыше 30 дней - за 15 дней.

10.  Расчеты за выполненные внеплановые ремонты производятся по исполнительным сметам.

11. Порядок взаиморасчетов с Подрядчиками за выполненные работы осуществляется на основании условий, изложенных в хозяйственных договорах.

Расчеты с Подрядчиками за выполненные работы по ремонту оборудования, зданий и сооружений производят по степени готовности в соответствии с уточненной сметной стоимостью ремонта.

Ремонтное предприятие (Подрядчик) представляет энергопредприятию (Заказчику) акты приемки выполненных работ по ремонту оборудования, зданий и сооружений в полном соответствии с уточненной сметой и фактически выполненным объемом работ.

Акты приемки выполненных работ прилагаются к счетам на оплату.

Энергопредприятие (Заказчик) обеспечивает оформление всех необходимых документов для оплаты выполненных работ в сроки, установленные договором.

12. Энергопредприятие ведет нарастающим итогом с начала года учет затрат на ремонт по каждой группе основных производственных фондов, указанной в таблице.

Таблица

ПЕРЕЧЕНЬ
групп основных производственных фондов электростанций, для которых производится распределение годовой суммы затрат на ремонт

Приложение 4
(рекомендуемое)

НОМЕНКЛАТУРА И РЕГЛАМЕНТИРОВАННЫЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

В настоящем приложении приведена номенклатура и регламентированный (типовой) объем работ при капитальном ремонте оборудования ТЭС с поперечными связями*, ГЭС, выполняемых в сроки, предусмотренные нормами простоя в плановых ремонтах, согласно приложению 6 Правил.

* Номенклатура и объем работ по капитальному ремонту оборудования энергоблоков приведены в нормативах планово-предупредительного ремонта оборудования для энергоблоков.

1. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте котла*

* Номенклатура и объем работ при капитальном ремонте котлов паропроизводительностью 320-500 т/ч устанавливаются по нормативам планово-предупредительного ремонта котлов энергоблоков 150-200 МВт.

1.1. Подготовительные работы

расстановка такелажного оборудования;

доставка материалов и запчастей на ремонтную площадку;

расшлаковка топки и наружная очистка труб поверхностей нагрева и воздухоподогревателей, очистка от золы и шлака газоходов, бункеров, системы золошлакоудаления;

 очистка поверхностей нагрева котла, коллекторов, барабанов; установка лесов, подмостей, люлек и ограждений;

гидравлическое испытание котла с последующей, при необходимости, консервацией поверхностей нагрева против коррозии;

наружный осмотр котла с проверкой состояния обшивки, каркаса, опор и подвесок барабанов, камер трубопроводов, лестниц, площадок и фундаментов;

проверка возможности свободных перемещений элементов котла при тепловых расширениях;

проверка плотности топок, газоходов и пылесистем, золоуловителей; выполнение мероприятий по технике безопасности и пожарной безопасности.

1.2. Поверхность нагрева топочной камеры котла

контроль технического состояния труб поверхностей нагрева (осмотр, измерение толщины стенки и диаметра, вырезка образцов);

правка (рихтовка)* труб поверхности нагрева с заменой деталей дистанционирования;

замена дефектных участков труб кипятильного пучка котлов низкого и среднего давления до 10% общего числа;

 замена дефектных участков труб топочной камеры котлов до 10% общего числа труб;

 замена дефектных участков труб настенного радиационного пароперегревателя и двухсветного экрана до 10% общего числа;

 замена дефектных участков потолочного пароперегревателя и горизонтального газохода до 5% общего числа;

восстановление ошиповки до 10% общего числа шипов;

замена устройства для защиты труб от пылевого и золового износа;

 осмотр вальцовочных соединений с барабанами и коллекторами (с внутренней и, в доступных местах, с наружной стороны);

 устранение неплотностей вальцовочных соединений без замены труб;

 осмотр, очистка и ремонт лючковых затворов и зеркал лючковых отверстий коллекторов (камер);

 контроль состояния металла и сварных соединений трубных систем котла, барабанов, коллекторов (камер) и трубопроводов в соответствии с действующими инструкциями и руководствами;

 контроль деформации коллекторов и состояния не обогреваемых труб;

 контроль состояния угловых сварных швов;

 проварка дефектных сварных соединений;

 проверка и настройка натяжения пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор коллекторов и трубопроводов в пределах котла;

 ремонт гидрозатворов

* Здесь и далее под трубой подразумевается участок трубы, проходящий в плоскости одной топочной стены, или участок трубы, ограниченный коллектором и первым двойным отводом или двумя отводами.

1.3. Барабаны котла

внутренняя очистка барабанов и внутрибарабанных устройств;

контроль технического состояния обечаек, днищ, клепаных и сварных швов, барабанов, сухопарников, грязевиков и камер;

контроль технического состояния трубных решеток и стенок отверстий опускных труб, вводов питательных линий, штуцеров линий рециркуляции, водоуказательных приборов;

 проверка подвесок и опор барабанов с ремонтом или заменой дефектных деталей и указателей температурных расширений;

 осмотр и ремонт зеркал лазов

1.4. Сепарационные устройства

осмотр и ремонт внутрибарабанных устройств;

контроль технического состояния и ремонт выносных сепарационных устройств;

контроль и переварка дефектных швов; проверка натяжения пружин, осмотр, ремонт и наладка подвесок и опор.

1.5. Пароперегреватели

контроль технического состояния труб с проверкой на золовой износ и измерением остаточной деформации, вырезка контрольных образцов;

рихтовка труб ширм и змеевиков, осмотр стыков, замена до 10% общего числа деталей дистанционирования;

замена до 5% общего числа ширм;

замена отглушенных змеевиков до 10% общего числа;

замена устройств для защиты труб от дробевого и золового износа;

контроль сварных швов коллекторов и перепускных труб;

осмотр и ремонт опорной и подвесной системы;

наружный и внутренний осмотр коллекторов с проверкой опор и креплений.

1.6. Регуляторы перегрева пара

проверка технического состояния;

контроль деформации коллекторов и перепускных труб;

контроль сварных швов; проверка и ремонт опорной системы;

дефектоскопия камер пароохладителей в районе впрысков.

1.7. Паропроводы котла

проверка технического состояния паропроводов в пределах котла;

вырезка контрольных участков труб;

контроль сварных швов, гибов, литых отводов и деформации труб;

проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс

замена участков паропроводов до 3% общего объема

переварка дефектных стыков (до 10 стыков)

проверка натяжения пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор

ремонт реперов.

1.8. Гарнитура котла

проверка и ремонт взрывных клапанов, шиберов, лазов, гляделок, шлаковых и золовых затворов

проверка и ремонт деталей охлаждения опорных конструкций конвективных поверхностей нагрева

проверка и ремонт обдувочных, виброочистных и дробеочистных устройств

осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отбора проб воды и пара.

1.9. Топочные устройства

проверка и ремонт основных, сбросных и вспомогательных горелок (за исключением реконструкции горелок)

проверка и ремонт газовоздухопроводов и пылепроводов в пределах горелок с заменой до 10% брони пылепроводов

проверка и ремонт мазутных форсунок и паромазутопроводов с арматурой в пределах горелок

замена до 20% паромазутопроводов

проверка и ремонт механических решеток с заменой износившихся колосников, деталей ходовой части и привода, правка и замена бипсов (без замены опорных рам решеток).

1.10. Обшивка

проверка плотности обшивки котла

ремонт или замена обшивки (до 10% общей площади)

устранение присосов.

1.11. Обмуровка

ремонт обмуровки (системы огнеупорных и теплоизоляционных ограждений или конструкций котла) до 15% общего объема, находящегося в эксплуатации, в том числе: пода топки (холодной воронки, шлакового комода), стен радиационной части котла, коллекторов (камер), потолка, амбразур горелок, мест прохода труб через обмуровку, амбразур для обдувочных аппаратов, натрубной набивки пода и зажигательного пояса, температурных швов, зазоров (разделка) между элементами поверхностей нагрева, уплотнений топки и газоходов, оборудования и узлов конвективной части котла, гарнитуры.

1.12. Экономайзер и переходная зона

замена змеевиков до 5% общего числа

вырезка контрольных участков из труб змеевиков

рихтовка змеевиков с заменой деталей дистанционирования до 10% общего числа

замена устройств для защиты труб от дробевого и золового износа

контроль сварных швов коллекторов и перепускных труб

проверка состояния и ремонт опорной системы.

1.13. Трубчатые воздухоподогреватели очистка и дефектация трубчатых воздухоподогревателей

проверка и восстановление плотности воздухоподогревателей, коробов и компенсаторов.

1.14. Газовоздухопроводы

очистка от золы

проверка и ремонт шиберов, взрывных клапанов и опор

ремонт коробов с устранением неплотностей и с заменой изношенных участков (до 5% общей массы)

замена компенсаторов (до 10% общего числа)

1.15. Калориферная установка

проверка и ремонт калориферов с заменой секций (до 20% общего количества)

проверка, ремонт или замена арматуры.

1.16. Тепловая изоляция

ремонт тепловой изоляции (до 20% монтажного объема), в том числе: главного паропровода, трубопроводов ГПП, ХПП, труб водоспускной системы, коллекторов, трубопроводов питательной воды, трубопроводов регулирования температуры острого пара, газовоздухопроводов, трубопроводов дренажа и впрыска, калориферной установки.

1.17. Каркас, лестницы и площадки

проверка и ремонт элементов каркаса котла и воздухоподогревателя (без замены несущих конструкций)

проверка и ремонт лестниц и площадок

окраска металлоконструкций.

1.18. Заключительные работы

кислотная промывка

гидравлическое испытание котла

снятие лесов, подмостей и люлек, уборка такелажа и ремонтной оснастки

испытание на плотность топки и конвективной шахты, газоходов, пылесистем, золоуловителей

настройка предохранительных клапанов

проверка котла на паровую плотность

уборка рабочих мест и ремонтных площадок от мусора и отходов.

2. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте регенеративных воздухоподогревателей

ревизия опор с разборкой и устранением дефектов

замена смазки подшипников

проверка горизонтальности опор, выставка вала по вертикали

ремонт основного привода с демонтажем, разборкой и заменой дефектных деталей планетарного мотора-редуктора

ремонт амортизатора, подвижной плиты, замена или разворот звездочки

сборка, обкатка и регулировка основного привода (электропривод)

ремонт вспомогательного привода с демонтажем и разборкой гидромотора

проверка цилиндрического тихоходного редуктора

ремонт маслонасосной станции

замена набивки ротора (до 30%)

ремонт радиальных уплотнений с полной разборкой рычажной системы подвески плит

замена полос радиальных уплотнений (до 50%)

проверка биения фланцев и их механическая обработка

проверка цевочного обода с устранением дефектов

ремонт деталей подвески с заменой дефектных деталей и' выверкой полос аксиальных уплотнений

регулировка уплотнений

ремонт периферийных и центральных уплотнений и уплотнений вала с заменой дефектных деталей и проверкой их подвижности

замена дефектных компенсаторов

ремонт сервопривода с разборкой и заменой дефектных деталей

проверка плотности корпуса с устранением присосов и пыления

проверка и ремонт устройств для очистки набивки ротора и устройств пожаротушения

ремонт тепловой изоляции (до 15% монтажного объема).

3. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте тягодутьевых машин

проверка и ремонт вентиляторов и дымососов с заменой или ремонтом деталей ходовой части

проверка и ремонт направляющих аппаратов и их приводов

частичная замена брони корпуса и карманов

устранение неплотностей и присосов

статическая и динамическая балансировка.

4. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте мельниц и оборудования пылесистем

проверка и ремонт бункеров, топливных рукавов

проверка и ремонт шаровых барабанных углеразмольных мельниц (ремонт или замена подшипников, сортировка или добавление шаров, проверка и ремонт патрубков, приводов, системы смазки, венцовых шестерен и замена до 50% брони)

проверка и ремонт молотковых мельниц (замена бил и билодержателей, ремонт или замена подшипников, проверка и ремонт корпуса, ротора, системы охлаждения вала, уплотнений, сепараторов и замена до 50% брони)

опрессовка пылесистемы и замена 80% элементов мигалок, проверка и ремонт мельничных вентиляторов с заменой рабочих колес и 50% брони

ремонт сепараторов пыли с заменой 25% дефектных лопаток, рычагов и тяг приводов; 25% цилиндрической части наружного корпуса и внутреннего конуса; 100% течки внутреннего конуса; 10% отдельных участков патрубка сепаратора

ремонт взрывных клапанов с заменой 100% мембран и 25% 164  поддерживающих решеток и отводов

ремонт пылевых циклонов типа НИОГАЗ с заменой 50% спирального листа и 25% брони, цилиндра, конуса, короба и патрубка

ремонт питателя пыли с заменой до 50% рабочих колес, до 25% тарелок и 100% подшипников

замена пылепроводов (до 20%)

ремонт тепловой изоляции (до 5% монтажного объема)

проверка систем пожаротушения.

5. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте оборудования золоудаления

проверка и ремонт шлаковых и золовых затворов, установок непрерывного шлакоудаления и шлакодробилок

проверка и ремонт золосмывных аппаратов с арматурой и примыкающими трубопроводами

замена до 25% общей массы брони золосмывных аппаратов

проверка и ремонт багерных и шламовых насосов, входящих в комплект ремонтируемой котельной установки

замена футеровки шлаковых каналов в пределах котельной.

6. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте оборудования золоулавливания

очистка и дефектация золоулавливающих установок с оценкой износа элементов и вырезкой контрольных образцов

проверка и ремонт корпуса золоуловителя, газораспределительных устройств, прилегающих элементов газохода, шиберов и взрывных клапанов

проверка и ремонт систем осадительных и коронирующих электродов с их рихтовкой и центровкой, замена дефектных элементов электродов (до 10%)

проверка и ремонт систем встряхивания осадительных и коронирующих электродов, систем газораспределения и бункеров с заменой дефектных элементов (до 10%)

проверка и ремонт мокропрутковых решеток, рам и балок подвеса электродов

проверка и ремонт системы орошения и удаления воды, напорных баков, гравийных фильтров, сопел орошения и форсунок

проверка и ремонт электрооборудования электрофильтров, в том числе: агрегатов питания, кабелей, панелей собственных нужд (ПСН), сборок релейно-тепловой защиты оборудования (РТЗО), панелей распределения, системы сигнализации и контроля, контуров заземления электропривода механизмов встряхивания электродов, изоляторов, заземляющих механизмов, освещения

проверка и ремонт редукторов (мотор-редукторов)

устранение неплотностей присосов

наладка систем питания электрофильтров, встряхивания электродов, орошения мокрых золоуловителей с установлением оптимальных режимов работы

ремонт батарейных циклонов с заменой 100% гидрозатворов и 20% циклонных элементов, изношенных выхлопных труб и компенсаторов теплового расширения

ремонт мокрых золоуловителей с проверкой и устранением дефектов сварных швов металлических корпусов, восстановлением 15% кислотоупорной футеровки, заменой 100% сопл орошающих устройств и форсунок.

7. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте паровой турбины

7.1. Подготовительные работы

устройство лесов, подмостей и ограждений для осмотра и ремонта элементов турбины

подготовка рабочих мест и ремонтных площадок с прокладкой временных трубопроводов и кабельных линий, подготовка оснастки

наружный осмотр паровой турбины, проверка величины и равномерности тепловых расширений элементов турбины

проверка состояния обшивки, каркасов, площадок и фундамента турбины

поверочные программные испытания и испытания для определения параметров технического состояния агрегатов турбоустановки перед ремонтом.

7.2. Паровая турбина

7.2.1. Корпусные части цилиндров турбины. Осмотр и дефектация:

корпусов наружных цилиндров

сопловых аппаратов

диафрагм и обоймы диафрагм

обойм уплотнений и корпусов концевых уплотнений

концевых и диафрагменных уплотнений

устройств для обогрева фланцев и шпилек корпуса

шпоночных соединений корпусов цилиндров и дистанционных болтов, доступных для дефектации (без демонтажа корпусов цилиндров)

ресиверных труб

крепежных деталей.

7.2.2. Устранение обнаруженных дефектов (кроме устранения неплотностей вертикальных разъемов корпусов цилиндров и заварки трещин цилиндров и корпусов клапанов), в том числе:

шабрение плоскостей горизонтальных разъемов корпусов цилиндров

шабрение плоскостей горизонтальных разъемов диафрагм и обойм: обеспечение центровки деталей проточной части и, концевых уплотнений турбины в соответствии с нормами

замена одной диафрагмы

обеспечение зазоров в проточной части турбины в соответствии с нормами

контроль металла корпусов цилиндров.

7.2.3. Роторы

Осмотр и дефектация рабочих лопаток и бандажей, дисков, втулок концевых уплотнений, разгрузочного поршня, упорных дисков шеек вала устранение обнаруженных дефектов, в том числе:

замена проволочных бандажей

шлифовка шеек и упорных дисков

проверка прогиба роторов

перелопачивание одной ступени ротора, исключая перелопачивание рабочих лопаток ступени с вильчатой посадкой

динамическая балансировка роторов

снятие вибрационных характеристик пакетов рабочих лопаток настраиваемых ступеней

исправление центровки роторов по полумуфтам.

7.2.4. Подшипники турбины осмотр, дефектация и устранение обнаруженных дефектов опорных и упорных подшипников, корпусов опор, масляных уплотнений, шпоночных соединений и дистанционных болтов (без демонтажа или подъема корпусов подшипников), в том числе:

замена комплекта рабочих и установочных колодок упорного подшипника

замена двух вкладышей опорных подшипников

 перезаливка вкладышей опорных подшипников

замена уплотнительных гребней масляных уплотнений

шабрение плоскости горизонтального разъема двух корпусов подшипников

ремонт подшипников уплотнения вала генератора.

7.2.5. Соединительные муфты

осмотр и дефектация полумуфт и крепежных деталей

устранение обнаруженных дефектов, в том числе: шабрение торцов полумуфт

обработка не более 4 отверстий под соединительные болты с заменой болтов

проверка и исправление излома осей роторов ("маятника") при спаривании полумуфт

проверка и исправление смещения осей роторов при спаривании полумуфт

7.2.6. Валоповоротное устройство

осмотр и дефектация, устранение обнаруженных дефектов узлов и деталей валоповоротного устройства, в том числе: зубчатых, передач, механизма включения-выключения, подшипников, замена поврежденных деталей.

7.2.7. Система регулирования

испытания и снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине перед ремонтом, осмотр и проверка плотности;

дефектация и ремонт узлов регулирования и защиты, в том числе:

центробежного регулятора скорости и его привода

импульсного насоса, насоса регулирования или главного масляного насоса (на валу турбины)

золотников регулятора скорости, промежуточных и суммирующих золотников, ускорителей и электрогидропреобразователей

регуляторов давления пара, противодавления и отбора

автомата безопасности

золотников и без золотниковых устройств защиты, устройств для раскачивания и опробования

сервомоторов клапанов, регулирующих диафрагм и заслонок, включенных в систему регулирования

гидравлической системы (в случае автономной системы рабочей жидкости), в том числе: арматуры и трубопроводов

очистка гидравлической системы, заливка рабочей жидкости, проверка плотности гидравлической системы, устранение обнаруженных дефектов

очистка баков, фильтров и охладителей рабочей жидкости и установленных на них (вмонтированных) устройств

дефектация и ремонт узлов парораспределения, в том числе:

стопорных, регулирующих, отсечных защитных клапанов и блоков клапанов;

заслонок;

распределительных механизмов и приводов клапанов, заслонок и регулирующих диафрагм

контроль металла корпусов клапанов, замена дефектных крепежных деталей

осцилографирование систем регулирования турбин до и после ремонта

настройка и испытание (определение контрольных параметров, снятие характеристик) системы регулирования, в том числе: настройка и испытание на остановленной турбине

настройка и испытание на холостом ходу.

7.2.8. Масляная система

разборка, осмотр и дефектация маслонасосов и арматуры

устранение обнаруженных дефектов с заменой поврежденных деталей

очистка масляных баков, фильтров и маслопроводов

проверка систем охлаждения масляных баков

выполнение гидродинамической промывки маслопроводов

очистка и дефектация маслоохладителей

заливка масла, проверка плотности маслосистемы, устранение обнаруженных дефектов.

7.2.9. Конденсаторы

очистка охлаждающих трубок, проверка плотности конденсатора

устранение неплотностей, подвальцовка трубок и перенабивка сальников.

7.2.10. Эжекторы

полная разборка, замена или ремонт поврежденных деталей

замена трубной системы (без замены трубок)

осмотр, дефектация, ремонт корпуса и водяной камеры

установка зазоров между соплами и диффузорами

гидроиспытание в сборе, устранение дефектов.

7.2.11. Ремонт тепловой изоляции (до 60% монтажного объема).

7.2.12. Заключительные работы

разборка и удаление лесов и подмостей

уборка с рабочих площадок оборудования, установленного на период ремонта

установка обшивки цилиндров и клапанов

очистка оборудования и рабочей зоны от мусора, отходов ремонта и деталей

снятие характеристик и настройка регулирования

проверка и испытание предохранительных клапанов и защитных устройств в соответствии с требованиями ПТЭ

окраска оборудования.

8. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте питательных насосов

8.1. Насосы

разборка, замеры зазоров проточной части, дефектация деталей

замена рабочих колес, уплотнительных колец, защитных втулок, вала, подшипников, прокладок, сальниковой набивки и поврежденных крепежных деталей, замена внутреннего корпуса для двухкорпусных насосов

разборка, дефектация деталей, сборка гидромуфты

сборка насоса, центровка насосного агрегата

статическая и динамическая балансировка.

8.2. Паровые турбины питательных насосов

разборка, замер зазоров проточной части и концевых уплотнений, проверка биения ротора

дефектация и ремонт узлов и деталей, замена деталей при необходимости;

центровка деталей проточной части

восстановление зазоров проточной части концевых уплотнений и вкладышей подшипников

ремонт ВПУ, ремонт редуктора

исправление центровки валопровода

ремонт масляной системы

проверка и снятие характеристик регулирования перед ремонтом

разборка, дефектация, ремонт или замена деталей системы регулирования и парораспределения

сборка турбины

статическая и динамическая балансировка

настройка системы регулирования на остановленной и работающей турбине после ремонта. 8.3. Ремонт тепловой изоляции

(до 30% монтажного объема).

9. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте теплообменных аппаратов

осмотр и дефектация корпуса аппарата, сдача представителю Госгортехнадзора

гидроиспытание аппарата, сдача представителю Госгортехнадзора

полная разборка, замена или ремонт поврежденных частей

замена или ремонт трубной системы

ремонт тепловой изоляции (до 20% монтажного объема).

10. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте арматуры

отсоединение, снятие, ремонт и установка привода

вырезка (снятие) арматуры, установка новой или отремонтированной арматуры

разборка, осмотр и дефектация, ремонт или замена деталей арматуры

обработка уплотнительных поверхностей проточкой, шлифовкой с последующей притиркой

обработка уплотнительных поверхностей проточкой, наплавкой с последующей механической обработкой и притиркой

гидравлическое испытание (при необходимости)

настройка привода и проверка плавности хода

настройка импульсно-предохранительных устройств

ремонт тепловой изоляции (до 20% монтажного объема).

11. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте паропроводов высокого давления и промперегрева

проверка деформации паропроводов и сварных соединений в соответствии с требованиями Госгортехнадзора

переварка дефектных сварных соединений, замена отдельных участков паропровода до 3% монтажного объема

проверка состояния фланцевых соединений, крепежных деталей, замена шпилек

проверка натяжения пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор

ремонт тепловой изоляции (до 65% монтажного объема).

12. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте гидротурбины и механической части гидрогенератора

12.1. Подготовительные работы

анализ эксплуатационной, монтажной и ремонтной документации, составление предварительного перечня дефектов и объема работ

подготовка ремонтных инструментов, приспособлений и материалов

подготовка монтажной площадки для установки демонтируемых узлов и деталей, составление схемы размещения с учетом нагрузки на перекрытия

выполнение программы проверочных испытаний и измерений, необходимых для оценки параметров технического состояния оборудования до выхода в капитальный ремонт

снятие характеристик и проверка действия механизмов, устройств системы регулирования и автоматического управления гидроагрегатом, анализ масла системы регулирования, маслованн подшипников и подпятника

измерение вибрации опорных частей, биения вала агрегата, температуры масла, сегментов подпятника, подшипников, охлаждающей воды, воздуха и др. в эксплутационных режимах

визуальное и инструментальное обследование узлов и деталей основного и вспомогательного оборудования гидроагрегата и составление дефектной ведомости

установка ремонтных затворов, осушение и вскрытие лазов проточной части турбины

сборка и установка лесов, подмостей, ограждений, обеспечение освещения, вентиляции, электро- и пневморазвода

маркировка демонтируемых узлов и деталей гидроагрегата

слив масла из маслованн подпятника и направляющего подшипника.

12.2. Рабочее колесо гидротурбины и его камера

внешний осмотр, проверка состояния, выявление повреждений на рабочем колесе и его камере

проверка методами неразрушающего контроля лопастей на наличие трещин и определение объема кавитационных разрушений проточной части.

Для поворотно-лопастных осевых и диагональных рабочих колес

проверка зазоров между камерой и периферийной кромкой лопастей у поворотно-лопастных гидротурбин с одновременным поворотом лопастей

гидравлические испытания рабочего колеса (на месте установки или с использованием приспособлений на демонтированном рабочем колесе), ремонт поврежденных уплотнений лопастей рабочего колеса

слив масла из рабочего колеса, вала турбины и системы регулирования

вывешивание рабочего колеса турбины на штангах и пальцах подвески в камере рабочего колеса

проверка люфтов в направляющих втулках цапф лопастей

ревизия крепежа конуса

проверка состояния крепления съемного сегмента камеры рабочего колеса

осмотр камеры рабочего колеса, устранение трещин, очагов кавитационного и абразивного износа, отслоений нержавеющей облицовки биметаллических камер

осмотр и ремонт сопряжения камеры рабочего колеса с нижним кольцом направляющего аппарата и сопрягающим поясом отсасывающей трубы

определение и устранение пустот между облицовкой камеры рабочего колеса и штрабным бетоном инъектированием раствора

при значительной неплотности прилегания сегментов камеры рабочего колеса к штрабному бетону установка дополнительных анкеров.

Для радиально-осевых рабочих колес

проверка зазоров в лабиринтных уплотнениях радиально-осевых гидротурбин

ревизия лабиринтных уплотнений

проверка на наличие трещин на элементах рабочего колеса

при необходимости балансировка рабочего колеса.

Для капсульных гидроагрегатов

помимо работ, выполняемых на рабочих колесах поворотно-лопастных турбин, производятся: проверка состояния и ремонт проходной колонны, статора, растяжек капсулы и облицовки проточной части

при разборке капсульного гидроагрегата - разборка перекрытия над агрегатом

после сборки - монтаж перекрытия с герметизацией пазов

демонтаж и монтаж верхней половины камеры рабочего колеса и компенсационного кольца, проходной колонны, направляющего аппарата, рабочего колеса и ротора гидрогенератора.

Для ковшовых гидротурбин

ревизия и ремонт обода рабочего колеса

ревизия и ремонт крепления ковшей к ободу рабочего колеса

ревизия и ремонт узлов подводящих сопл и дефлекторов (отсекателей, отклонителей)

балансировка рабочего колеса.

12.3. Закладные части гидротурбины

проверка состояния закладных частей (спиральная камера, статор, фундаментное кольцо, сопрягающий пояс и др.). При необходимости очистка проточной части от коррозии и наростов и проведение антикоррозионной обработки

ревизия патрубков отбора давления из проточной части турбины для контрольных манометров, дренажных и водозаборных труб.

12.4. Направляющий аппарат

проверка состояния лопаток направляющего аппарата, верхнего кольца, крышки турбины и нижнего кольца направляющего аппарата

контроль и регулировка зазоров между торцевыми поверхностями лопаток направляющего аппарата и нижним и верхним кольцами (или крышкой гидротурбины), а также вертикальных зазоров между лопатками направляющего аппарата

очистка, проверка состояния верхних цапф и их подшипников, и контроль зазоров между шейками цапф и их направляющих втулок

ревизия уплотнений подшипников лопаток, а также резинового шнура уплотнений проточной части направляющего аппарата, восстановление или замена

при уплотнении по перу лопаток металл по металлу произвести припиловку для уменьшения зазоров

ревизия регулирующего кольца, чистка его маслованны и проверка состояния поверхностей трения

ревизия сервомоторов, чистка и проверка состояния его деталей, замена изношенных уплотнений, смазка шарниров, проверка крепления к фундаменту

разборка, чистка и проверка состояния стопорного и дроссельного устройств

ревизия датчиков среза пальца лопаток направляющего аппарата

ревизия датчика положения направляющего аппарата и концевых выключателей сервомотора

сборка сервомотора, стопорного и дроссельного устройств и их регулировка

сборка направляющего аппарата и регулировка зазоров и натяга.

12.5. Направляющие подшипники гидроагрегата

разборка ванн направляющих подшипников

измерение зазоров и полная разборка подшипника, проверка состояния вкладышей, сегментов, регулирующих и опорных элементов, чистка и устранение дефектов.

Резиновые направляющие подшипники турбины

ревизия и ремонт крепежа корпуса турбинного подшипника и посадочных поверхностей в крышке турбины

проверка состояния сегментов, резины, регулирующих элементов, прижимных планок, запорного буртика и регулировка зазоров

проверка выставленного зазора на валу гидротурбины

ревизия и ремонт уплотнения ванны.

Баббитовые направляющие подшипники гидроагрегата

проверка состояния и устранение обнаруженных повреждений на поверхностях трения сегментов (устранение неплотности прилегания баббита к стальному основанию сегмента, сколов, натиров) при необходимости перезаливка баббита проверка прилегания поверхностей трения баббитовых сегментов к шейке вала, их притирка и шабрение

проверка состояния опорных элементов сегментов

чистка маслованны, сборка подшипника, установка на место, контроль и регулировка зазоров

проверка состояния и устранение повреждений на деталях уплотнения крышки ванны подшипника

замена на новые уплотнительных элементов (резиновых колец, сальниковой набивки и т.п.), сборка и регулировка уплотнения.

12.6. Уплотнение вала гидротурбины

разборка, чистка и проверка состояния деталей уплотнения вала

устранение обнаруженных повреждений (при значительных повреждениях на поверхностях трения подвижных деталей - ремонт или замена их на новые)

замена на новые, уплотнительных колец или манжет, а также резиновых колец запорного устройства

сборка и регулировка уплотнения.

12.7. Маслоприемник

разборка маслоприемника, чистка и проверка состояния его деталей

проверка зазоров, устранение повреждений, шабрение втулок и штанг

при значительном повреждении - замена втулок

замена на новые всех уплотнительных элементов фланцевых соединений маслоприемника, ревизия изоляционных втулок и прокладок

установка маслоотражателя и его центровка

установка корпуса и буксы и центровка их относительно штанг

сборка и регулировка обратной связи и маслопроводов

проверка и устранение люфтов обратной связи регулятора.

12.8. Маслонапорная установка

слив масла, вскрытие, очистка и проверка состояния аккумулятора давления и бака маслонасосного агрегата

очистка и промывка фильтров, замена сетки и уплотнительных элементов люков

проверка контрольно-измерительной, управляющей и регулирующей аппаратуры, настройка предохранительных клапанов, регулировка установок.

12.9. Подпятник

разборка маслованны подпятника, чистка, контроль тангенциального и радиального эксцентриситетов и выемка сегментов и их опор

проверка состояния крепежных деталей и сварных швов, стаканов опорных болтов, опорных болтов, опорных тарелок и упоров сегментов, для двухрядных подпятников - балансиров

проверка состояния опорных деталей подпятника

проверка состояния зеркальной поверхности диска, изоляционной прокладки и плотности прилегания его по втулке подпятника

проверка состояния сегментов и их опор и пришабровка поверхности трения по поверочной плите для сегментов с баббитовой поверхностью

устранение обнаруженных повреждений на поверхностях трения сегментов (устранение неплотности прилегания баббитовой заливки к стальному основанию сегмента, сколов, натиров)

для эластичных металлопластмассовых сегментов проверка состояния и износа рабочей поверхности сегментов - отсутствие выхода металлической проволоки на фторопластовую поверхность, наличие заходных и выходных скосов

проверка плотности пайки ЭМП накладки к телу сегмента по контуру

для подпятников на гидравлической опоре проверка высотного положения диска и просадки упругих камер, герметичности системы (упругих камер, сварки соединительных труб, обратного клапана), регулировка высотного положения сегментов

для подпятников с опиранием сегментов на пружины - ревизия пружин и сортировка по жесткости

установка опор и сегментов и регулировка нагрузки на сегменты подпятника с инструментальным контролем

проверка состояния запорного кольца ступицы подпятника

проверка плотности посадки и состояния посадочных поясков ступицы подпятника на вал генератора

сборка маслованны и ее уплотнение, проведение мероприятий по защите от замасливания генератора

ревизия температурного контроля сегментов подпятника и масла в маслованне.

12.10. Маслоохладители

демонтаж маслоохладителя, его разборка, чистка и промывка, замена прокладок и сборка

гидравлическое испытание

установка маслоохладителя и опрессовка их с системой техводоснабжения

12.11. Проверка центровки и линии вала гидроагрегата

проведение операций по проверке центровки и линии вала до и после ремонта гидроагрегата

проверка и исправление центровки гидроагрегата

замер положения вала относительно базовых поверхностей (маяков)

проверка соосности валов

проверка излома во фланцевом соединении валов

проверка неперпендикулярности генераторного вала

проверка общей линии вала поворотом ротора на 360° или другими способами

проверка уклона линии валов.

12.12. Регулятор частоты вращения

слив масла, разборка, промывка, проверка состояния всех деталей, узлов и механизмов, устранение дефектов, сборка, проведение измерений, снятие характеристики

ревизия электрического шкафа регулятора частоты вращения.

12.13. Турбинный затвор

очистка, осмотр, проверка состояния элементов затвора, его уплотнений, силового привода и системы управления и автоматики.

12.14. Вспомогательное оборудование гидроагрегата

разборка, чистка, промывка, проверка состояния деталей и узлов, проведение необходимых измерений и испытаний, выявление и устранение дефектов вспомогательного оборудования, в том числе:

- клапанов срыва вакуума

- клапанов срыва вакуума с принудительным открытием

- устройств для пуска воздуха в зону рабочего колеса

- системы откачки воды с крышки турбин

- системы осушения проточной части турбины

- клапанов опорожнения проточной части гидротурбины

- системы перевода агрегата в режим синхронного компенсатора

- лекажных агрегатов

- холостого выпуска

- системы централизованной смазки

- фильтров системы технического водоснабжения

- системы технического водоснабжения гидроагрегата

- системы торможения

- эжектора откачки воды с крышки турбины

- приборов контроля работы турбины с продувкой трубопроводов отбора давления

- масляного, водяного и воздушного трубопроводов и арматуры

- датчиков температурного контроля и гидромеханических защит.

12.15. Заключительные работы

внешний осмотр оборудования, демонтаж временных устройств вентиляции, освещения, энергоразводок, лесов, подмостей, ремонтных ограждений, уборка мусора, инструмента, такелажных и других приспособлений

покраска узлов гидроагрегата

пусконаладочные работы, проверочные программы испытаний и замеры показателей технического состояния оборудования при осушенной проточной части гидротурбины

закрытие лазов проточной части гидротурбины, заполнение проточной части

подготовка узлов и системы гидроагрегата к пробному пуску

пусконаладочные работы, проверочные программные испытания и замеры показателей технического состояния оборудования при заполненной водой проточной части гидротурбины, при работе гидроагрегатов на холостом ходу и под нагрузкой, наблюдение за работой оборудования

измерение вибрации опорных частей, биения вала агрегата, температуры масла, сегментов подпятника, подшипников, охлаждающей воды, воздуха и пр. в эксплуатационных режимах.

13. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте газотурбинной установки

13.1. Разборка газовой турбины и компрессора

снятие изоляции в районе горизонтальных и вертикальных разъемов турбины

снятие изоляции в районе горизонтального разъема компрессора

отсоединение трубопроводов подвода топлива к горелкам

отсоединение и снятие воздушных трубопроводов турбины

отсоединение и снятие воздушных трубопроводов компрессора

снятие горелок

снятие верхней половины воздухоприемного патрубка компрессора

вскрытие выходной части корпуса турбины (промвставки)

вскрытие корпуса компрессора

выемка впускных втулок корпуса турбины, вскрытие входной части корпуса турбины, промцилиндра

вскрытие обоймы турбины

снятие верхней половины корпуса импульсного насоса

опрессовка камеры сгорания, вырезка образцов

разборка опорных и упорных подшипников.

13.2. Ремонт газовой турбины и компрессора

ремонт крепежа корпусов и обоймы турбины

проверка зазоров в шпоночных соединениях турбины и компрессора с опорами

проверка зазоров проточной части и в концевых уплотнениях турбины

проверка «коленчатости» соединения роторов РТ-РК и «маятника» ротора турбины, разборка муфты РТ-РК, проверка центровки роторов РТ-РК и «биения» ротора турбины

ремонт вкладышей подшипников

ремонт импульсного насоса: проверка и ремонт подвесной экранной системы камеры сгорания

проверка состояния внутренней обшивки, компрессоров, узлов примыкания жаровой вставки и выходных газоходов

замена компенсатора без вывода камеры сгорания

ремонт узла примыкания камеры сгорания и жаровой вставки с заборным устройством и стяжками

ремонт горелок

снятие пламенных труб

снятие и дефектация коллекторов газозаборников высокого и низкого давления

ремонт валоповоротного устройства

ремонт трубопроводов и крепежа корпуса компрессоров

проверка центровки ротора генератора и ротора высокого давления

снятие уплотнения с ротора турбины (сторона входа), выемка нижней половины обоймы турбины

дефектация ротора турбины, подготовка поверхностей к контролю металла

балансировка ротора турбины на станке

проверка остаточного прогиба калибрового вала турбины

проверка и исправление центровки обоймы ротора

проверка состояния маслопровода в спицах выхлопной части корпуса турбины

ремонт уплотнения турбины (сторона входа)

проверка центровки обойм уплотнений, восстановление зазоров в концевых уплотнениях

проверка контакта по горизонтальному разъему корпуса турбины

ремонт масляных уплотнений подшипников

осмотр и опрессовка воздухоохладителей

осмотр и ремонт компрессоров пневмораспыла

проверка и исправление тепловых зазоров и центровка диафрагм компрессора

восстановление радиальных зазоров в маслоотбойниках компрессора

восстановление радиальных зазоров в уплотнениях компрессора (сторона входа и выхода)

проверка контакта по горизонтальному разъему корпуса компрессора

проверка центровки нижней половины корпуса импульсного насоса

контрольная сборка турбины

сборка уплотнения турбины

контрольная проверка зазоров проточной части и в концевых уплотнениях турбины и компрессора

проверка центровки роторов турбины и компрессора и "маятника" ротора турбины

развертывание отверстий под соединительные болты и сборка муфты турбина-компрессор

развертывание отверстий под соединительные болты и сборка муфты роторов компрессора и генератора, проверка центровки роторов

закрытие обоймы турбины

сборка подшипников, установка датчика ОСР

закрытие корпуса компрессора

центровка роторов РГ-РВД

закрытие входной и выходной части корпуса турбины

 сборка коллекторов и трубопроводов охлаждения турбины

установка воздухоприемного патрубка компрессора

ремонт системы регулирования скорости

ремонт системы защиты

ремонт системы антипомпажных устройств и сервомотора пускового электрического двигателя или парового пускового устройства

проверка защит

настройка систем регулирования.

14. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте турбогенератора

14.1. Подготовительные работы

проверка газоплотности турбогенератора до его останова и вывода в ремонт

измерение вибрации подшипников турбогенератора, возбудителя и подвозбудителя в разных режимах работы агрегата

установка лесов и подмостей для осмотра и ремонта элементов турбогенератора и вспомогательного оборудования

подготовка ремонтной площадки с прокладкой временных трубопроводов и кабельных линий

доставка к ремонтной площадке инструмента, такелажных и других приспособлений.

14.2. Разборка турбогенератора и системы охлаждения

проверка величин зазоров, вывод ротора (при необходимости).

14.3. Статор турбогенератора

осмотр состояния активной стали статора со стороны расточки и спинки, проверка плотности прессовки и испытания активной стали, мелкий ремонт

проверка подвески, плотности заклиновки пазов статора (при выведенном роторе) и частичная переклиновка (до 10% пазов) и покраска активной стали статора

осмотр внешнего состояния изоляции, крепления лобовых частей обмотки, соединительных и выводных шин, проверка состояния паек, мелкий ремонт и покраска лобовых частей

проверка газоплотности концевых выводов опрессовкой

устранение мест короны в доступных местах, но не более чем на 5% стержней

проверка системы непосредственного охлаждения обмотки статора в пределах турбогенератора на герметичность и проходимость конденсата, и устранение дефектов, проверка вентиляционных каналов обмотки статора на продуваемость (турбогенераторы типа ТГВ)

проверка вентиляционных трубок стержней турбогенераторов типа ТГВ на замыкание трубка-трубка, трубка - медь

проверка и ремонт оборудования шин выводов, шинных мостов и ячейки турбогенератора.

14.4. Ротор турбогенератора

проверка газоплотности ротора, устранение утечек

проверка вентиляционных каналов обмотки ротора на продуваемость, проверка системы непосредственного охлаждения обмотки ротора в пределах турбогенератора на герметичность и проходимость конденсата

проверка бандажных и центрирующих колец на отсутствие трещин

проверка плотности клиновки ротора

осмотр в допустимых местах крепления и контакта токоподводов и проверка состояния болтов токоподводов, проверка целости пластин, наружной изоляции токоподводов и крепежных деталей

проточка и шлифовка контактных колец ротора

проверка состояния щеточного аппарата контактных колец, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин

проверка и ремонт системы воздушного охлаждения щеточного аппарата, его узлов и деталей

проточка (при необходимости) и шлифовка упорных дисков ротора под уплотнения вала

осмотр и ремонт вентиляторов

Статическая и динамическая балансировка.

14.5. Высокочастотный индукторный генератор

чистка и покраска обмотки

сборка и проверка монтажных зазоров.

14.6. Общие работы по турбогенератору

проверка и ремонт системы возбуждения

проверка и ремонт подшипников и маслопроводов в пределах турбогенераторов, проверка и ремонт изоляции подшипников

проверка и ремонт узлов и деталей маслосистемы

очистка и промывка, ремонт и опрессовка воздухоохладителей и газоохладителей, воздушных фильтров и камер, проверка влагоосушителей

проверка и ремонт газового хозяйства

проверка и ремонт системы масляного уплотнения вала ротора

проверка и ремонт устройств противопожарной защиты

проверка и ремонт пусковых и регулирующих устройств аппаратуры водородного и водяного охлаждения, теплового контроля и АГП

проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств турбогенератора, его двигателей и аппаратуры возбуждения

профилактические испытания и измерения.

14.7. Сборка турбогенератора

проверка в сборе турбогенератора на газоплотность и устранение утечек

заполнение корпуса турбогенератора водородом.

14.8. Заключительные работы

сдача турбогенератора под нагрузкой.

15. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте гидрогенератора

15.1. Подготовительные работы

анализ эксплуатационной, монтажной и ремонтной документации

визуальное и инструментальное обследование узлов и деталей

составление предварительного перечня дефектов и объема работ

подготовка ремонтных инструментов, приспособлений и материалов

выполнение программы проверочных испытаний и измерений, необходимых для оценки параметров технического состояния оборудования для вывода в капитальный ремонт, в том числе измерение биения вала, вибрации подшипников и сердечника статора гидрогенератора при различных режимах работы

подготовка ремонтной площадки для установки узлов гидрогенератора.

15.2. Разборка гидрогенератора

проверка монтажных и других зазоров, составление карт измерений гидрогенератора.

15.3. Статор гидрогенератора

снятие двух-трех полюсов с ротора для осмотра и ремонта статора

осмотр крепления стержней, состояния заклиновки, лобовых частей обмоток, проверка состояния паек, изоляции и крепления соединительных шин, мелкий ремонт, окраска лобовых частей обмотки

проверка крепления активной стали статора в корпусе, плотности опрессовки, плотности крепления на стыках, а также на отсутствие контактной коррозии, подпрессовка активной стали статора

проверка системы непосредственного водяного охлаждения обмотки статора в пределах гидрогенератора на герметичность и проходимость дистиллята и ее ремонт

восстановление натяга распорных домкратов корпуса статора и несущих крестовин

чистка от загрязнений обмотки статора

проверка крепления корпуса статора к фундаменту.

15.4. Ротор гидрогенератора

проверка и ремонт крепления полюсов гидрогенератора, обмоток полюсов и межполюсных соединений, тормозного диска, окраска обмоток полюсов

проверка и восстановление плотности посадки обода на спицах ротора

проверка целости демпферной обмотки ротора, контактных поверхностей и крепления соединений демпферной обмотки

проверка стяжки активной стали ротора

осмотр контактных колец и мест соединений их с токоподводами (проверка состояния контактов, крепежных деталей, изоляции и т.д.)

проточка и шлифовка контактных колец

проверка состояния щеточного аппарата, контактных колец, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток и регулировка натяжения пружин.

15.5. Углоизмерительный генератор

разборка генератора, измерение зазоров, проверка крепления полюсов ротора, осмотр и чистка обмотки статора, сборка генератора.

15.6. Регуляторный генератор

проверка намагниченности полюсов

разборка генератора, проверка крепления полюсов, осмотр и чистка обмотки статора, окраска обмотки, сборка регуляторного генератора и центровка.

15.7. Вспомогательный генератор

разборка вспомогательного генератора

осмотр обмотки статора, крепление лобовых частей, сборных шин и выводов

проверка крепления прессовки активной стали статора и на отсутствие контактной коррозии

окраска лобовых частей обмотки статора и шинопроводов

проверка крепления полюсов ротора и паек межполюсных соединений

осмотр демпферной обмотки и изоляции токопроводов

проточка и шлифовка контактных колец ротора, окраска обмотки ротора

проверка установки и крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, установка и регулировка нажатия пружин

сборка генератора и измерение монтажных зазоров.

15.8. Общие работы по гидрогенератору

проверка и ремонт системы возбуждения

осмотр контакта и изоляции, проверка и регулировка работы АГП

очистка, промывка, ремонт и опрессовка воздухоохладителей и 182  запорной арматуры

проверка и ремонт устройств пожаротушения

проверка, ремонт пусковых и регулирующих устройств, аппаратуры водяного охлаждения и теплового контроля

проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств гидрогенератора, его двигателей и аппаратуры возбуждения

проверка и ремонт изоляции подшипников и маслоприемника

пооперационные испытания и измерения.

15.9. Тиристорный возбудитель

осмотр и чистка элементов возбудителя

проверка паек и контактных соединений, испытания и измерения

ревизия выпрямительного, последовательного трансформаторов, автоматов гашения поля, разрядника, силовых предохранителей, агрегата начального возбуждения и другого силового оборудования

осмотр и ремонт теплообменника, насосов, запорной арматуры

промывка, чистка и опрессовка охлаждения

проверка характеристик тиристоров и системы управления АРВ.

15.10. Сборка гидрогенератора

составление карт измерений (формуляров).

15.11. Заключительные работы

сушка обмотки статора гидрогенератора

сдача гидрогенератора под нагрузкой.

16. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте синхронного компенсатора

16.1. Подготовительные работы

измерение вибрации подшипников синхронного компенсатора и возбудителя в разных режимах работы

установка лесов и подмостей. Установка временного помещения вокруг синхронного компенсатора при выполнении ремонта в зимнее время и для защиты от осадков

проверка газоплотности синхронного компенсатора до его останова и вывода в ремонт

разборка синхронного компенсатора, соединительных муфт между синхронным компенсатором, разгонным двигателем и возбудителем, а также разборка системы охлаждения, измерение зазоров, вывод ротора (при необходимости). 16.2. Статор синхронного компенсатора осмотр и проверка состояния активной стали статора со стороны расточки и спинки, проверка плотности прессовки и испытание активной стали

проверка плотности клиновки пазов статора, состояния изоляции и крепления лобовых частей обмотки, мелкий ремонт, покрытие лаком или эмалями лобовых частей обмотки и активной стали статора.

16.3. Ротор синхронного компенсатора

проверка в доступных местах крепления и контактов токопроводов, целости резьбы болтов токопроводов, пластин и изоляции токоподводов

проверка крепления полюсов, обмотки полюсов и межполюсных соединений демпферной обмотки

проточка и шлифовка контактных колец

проверка состояния щеточного аппарата, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин.

16.4. Общие работы по синхронному компенсатору

проверка систем полного возбуждения

проверка и ремонт подшипников и маслопроводов в пределах синхронного компенсатора, проверка и ремонт изоляции подшипников

проверка и ремонт узлов и деталей маслосистемы

очистка, промывка, опрессовка и ремонт воздухоохладителей, газоохладителей, очистка и промывка воздушных фильтров и окраска воздушных камер

осмотр и ремонт системы водородного охлаждения, опрессовка синхронного компенсатора и устранение утечек

проверка и ремонт противопожарной защиты

проверка и ремонт пусковых и регулирующих устройств, АГП и гасительного сопротивления силовой части, аппаратуры водородного охлаждения и теплового контроля

проверка и ремонт цепей управления, сигнализации и защитных устройств синхронного компенсатора, его двигателей и аппаратуры возбуждения

проверка и ремонт разгонного двигателя

профилактические испытания и измерения.

16.5. Сборка синхронного компенсатора

проверка в сборе синхронного компенсатора на газоплотность и устранение утечек

измерение вибрации подшипников

заполнение корпуса синхронного компенсатора водородом.

16.6. Заключительные работы

сдача синхронного компенсатора под нагрузкой.

17. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте трансформатора

демонтаж трансформатора и транспортировка его на ремонтную площадку

отбор проб масла на химанализ и хроматографию до начала работ

прогрев трансформатора на ремонтной площадке перед вскрытием активной части, провести предварительные испытания трансформатора

вскрытие активной части трансформатора

осмотр и очистка магнитопровода, проверка и восстановление изоляции доступных стяжных устройств и их подтяжка, проверка схемы заземления с измерением сопротивления изоляции

осмотр и очистка обмоток и отводов, мелкий ремонт ярмовой изоляции и изоляции отводов, подпрессовка обмоток, проверка доступных паек, ремонт несущей конструкции отводов обмоток

Примечание. У трансформаторов класса напряжения 150 кВ и выше, имеющих наружные барьеры на активной части, обязательно снятие барьеров на момент осмотра обмоток.

осмотр, проверка и очистка переключателей ответвлений обмоток, ремонт и подтяжка контактов, проверка паек, перемычек и всех механизмов переключателя РПН

осмотр, очистка и ремонт крышки, расширителя, предохранительных устройств, арматуры, системы охлаждения, термосифонных или адсорбционных фильтров и воздухосушителей, замена сорбента

осмотр, чистка, ремонт вводов, при необходимости замена масла и испытание вводов перед установкой на трансформатор

осмотр, чистка, ремонт и покраска бака

проверка избыточным давлением герметичности маслонаполненных вводов

сушка, очистка, регенерация и, при необходимости, смена масла

сушка изоляции обмоток активной части и трансформаторов тока, необходимость сушки определяется по результатам предварительных испытаний

проверка защит и измерительных приборов

сборка трансформатора с заменой уплотнений и гидравлические испытания после ремонта

испытания после капремонта

доставка трансформатора до фундамента, монтаж на фундаменте

подготовка к включению и включение трансформатора под нагрузку

в начале и конце разгерметизации активной части трансформатора производить отбор образцов твердой изоляции на влагосодержание и степень полимеризации.

18. Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте электродвигателей

18.1. Машины постоянного тока

дефектация в сборе, контрольные измерения и испытания

демонтаж с рабочего места и транспортировка в мастерскую

разборка машины

 очистка (мойка)

дефектация якоря обмотанного

разборка якоря для ремонта (замены) коллектора и обмотки

ремонт вала

сборка якоря

напрессовка коллектора на вал

изготовление секций якоря

изолирование обмоткодержателей

укладка уравнителей

укладка обмотки

пайка обмотки

наложение бандажей на обмотку якоря

пропитка, сушка, окрашивание якорей и катушек

испытание на механическую прочность

дефектация якоря необмотанного

ремонт активной стали

замены (изготовление) коллектора

дефектация щеткодержателей

дефектация магнитной системы и ремонт катушек главных и дополнительных полюсов

дефектация и ремонт станины и подшипниковых щитов

замена подшипников

сборка машины

монтаж на рабочем месте

центровка с приводным механизмом.

18.2. Асинхронные и синхронные электродвигатели (горизонтальные и вертикальные)

предремонтные испытания и измерения

очистка (мойка)

демонтаж с рабочего места

дефектация в сборе

разборка (на месте установки или в мастерской).

18.2.1. Дефектация и ремонт статора

проверка плотности заклиновки пазов статора, состояния изоляции и крепления лобовых частей обмотки

проверка плотности прессовки активной стали

покраска статора.

18.2.2. Дефектация и ремонт ротора

проверка целостности и ремонт короткозамкнутой обмотки

проверка крепления полюсов, обмоток полюсов и межполюсных соединений (синхронных электродвигателей), покраска полюсов обмоток

проверка целости демпферной обмотки ротора, контактных колец

дефектация и замена проволочных бандажей

проточка и шлифовка контактных колец ротора

проверка состояния щеточного аппарата контактных колец, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин.

18.2.3. Дефектация и ремонт подшипниковых узлов

18.2.4. Дефектация и ремонт подпятника

разборка маслованны подпятника, чистка, контроль эксцентриситета и выемка сегментов и их опор

чистка маслованны, проверка состояния крепежных деталей и сварных швов, стаканов опорных болтов и упоров сегментов

проверка состояния опорных деталей и подпятника и устранение незначительных повреждений, проверка состояния зеркальной поверхности диска, изоляционной прокладки и плотности прилегания его по втулке подпятника

проверка состояния сегментов и их опор и пришабровка их по поверочной плите

установка сегментов и регулировка нагрузки на сегменты подпятника

замена уплотнительных элементов на новые, сборка маслованны и ее уплотнение.

18.2.5. Ремонт маслоохладителей, воздухоохладителей

демонтаж маслоохладителя (воздухоохладителя), его разборка, чистка и промывка, замена прокладок и сборка

гидравлические испытания и устранение обнаруженных повреждений

установка маслоохладителя (воздухоохладителя) и его опрессовка с системой.

18.2.6. Сборка электродвигателей, монтаж на рабочем месте

центровка с приводным механизмом

испытания.

Приложение 5
(обязательное)

РЕМОНТНЫЙ ЦИКЛ, ВИДЫ, ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ РЕМОНТА ЭНЕРГОБЛОКОВ 150-1200 МВт ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ РАО «ЕЭС РОССИИ»

1. Ремонтный цикл, виды и продолжительность ремонта энергоблока 150-1200 МВт установлены индивидуально по каждой энергоблочной тепловой электростанции.

2. Ремонтный цикл определяет календарный межремонтный период, периодичность и продолжительность плановых видов ремонта в соответствии с нормативами ППР, а также нормативный межремонтный ресурс, рассчитанный из величины ежегодного рабочего времени, равного 6800 часов, принятого при разработке нормативов ППР и соответствующего оптимальной загрузке энергоблоков.

3. Продолжительность каждого вида ремонта исчисляется в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

4. Номенклатура и объем работ, выполняемых во всех видах ремонта и при техническом обслуживании, приведены в технико-экономических нормативах планово-предупредительного ремонта энергоблоков 150-800 МВт.

5. В случае изменения характеристик и видов сжигаемого топлива по сравнению с проектным, которое учтено при разработке нормативов ремонта, электростанция должна в течение года произвести их корректировку (при необходимости с привлечением ОАО «ЦКБ Энергоремонт») и утвердить новые нормативы ремонта в РАО «ЕЭС России».

6. В таблицах приняты следующие сокращения:

К₁- капитальный ремонт 1 категории *

К₂ - капитальный ремонт 2 категории *

К₃ - капитальный ремонт 3 категории

С - средний ремонт

Т₁ - текущий ремонт 1 категории

Т₂ - текущий ремонт 2 категории **.

* Допускается в течение ремонтного цикла повторное проведение капитального ремонта той же категории вместо ремонта более высокой (сложной) категории. Например: К, вместо Кг, или Кг вместо Кз. После капитального ремонта третьей категории ремонтный цикл начинается с капитального ремонта первой категории.

** Тг - кратковременные плановые остановы энергоблока с целью устранения отдельных мелких неисправностей. Количество, сроки и продолжительность остановов для Т₂ планируется электростанцией в пределах норматива на Т_2.

Таблица 1

ИРКУТСКАЯ ТЭЦ-10

Энергоблоки 160 МВт (котел ПК-24) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 2

КРАСНОДАРСКАЯ ТЭЦ

Энергоблоки 150 МВт (котел ТГМ-94) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 3

КРАСНОЯРСКАЯ ГРЭС - 2

Энергоблоки 150 МВт (котел ПК-38) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

 

Таблица 4

НАЗАРОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 120 МВт (котел ПК-38) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 400 МВт (котел П-49) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года,

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 5

НЕВИННОМЫССКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 150 МВт (котел ТГМ-94 открытая компоновка) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 6

ЧЕРЕПЕТСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 140 МВт (котел ТП-240) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел П-50, ТПП-110) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 7

ЯЙВИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 160 МВт (котел ТП-92) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 8

БЕЛОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-40-1) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - уголь

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 9

ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-33) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 165 МВт (котел ПК-47) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

 топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 10

ГУСИНООЗЕРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел БКЗ-640) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью

 капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 11

ЗАИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-47) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 12

КОМСОМОЛЬСКАЯ ТЭЦ-3

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 13

НЕРЮНГРИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ТПЕ-214) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 14

НОВОСИБИРСКАЯ ТЭЦ-5

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-214) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 15

ПРИМОРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел БКЗ-670)

 с периодичностью капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 16

ПЕЧЕРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТГМЕ-206ХЛ)

с периодичностью

капитального ремонта - 6 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

Таблица 17

ПСКОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 215 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью капитального ремонта - 6 лет топливо - газ нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

Таблица 18

СМОЛЕНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью

 капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	Среднегодовая продолжительность плановых ремонтов за цикл
Вид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К1 Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2 Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т	К3 Т2	Календарные сутки 30,7
Продолжительность ремонта, кал. сутки	13	13	25	13	44	13	13	25	13	48	13	13	25	13	56
	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8	+8

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута и твердого топлива свыше 25%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 19

СУРГУТСКАЯ ГРЭС-1

Энергоблоки 210 МВт (котел ТГ-104) с периодичностью

капитального ремонта - 6 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

 

Таблица 20

ТОМЬ-УСИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-40, ПК-40-1) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 21

ТЮМЕНСКАЯ ТЭЦ-2

Энергоблоки 200 МВт (котел ТГМЕ-206) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 22

ЧЕЛЯБИНСКАЯ ТЭЦ-3

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 23

ЧЕРЕПОВЕЦКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТПЕ-208) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 24

ХАБАРОВСКАЯ ТЭЦ-3

Энергоблоки 180 МВт (котел ТПЕ-215) с периодичностью капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 25

ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 215 МВт (котел ТПЕ-216) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 26

ШАТУРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 210 МВт (котел ТП-108) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - торф

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 200 МВт (котел ТМ-104) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 200 МВт (котел ТГ-104) с периодичностью

капитального  ремонта - 6 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

Таблица 27

ЩЕКИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 220 МВт (котел ПК-33) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 220 МВт (котел ПК-33) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута и твердого топлива свыше 25%

 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 28

ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-33) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Энергоблоки 200 МВт (котел ПК-33) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута и твердого топлива свыше 25%

 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 29

ИРИКЛИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

 капитальногоремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 30

КАШИРСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел П-50) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 31

КАРМАНОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

 топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 32

КИРИШСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

 капитального ремонта - 4 года

топливо - мазут

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-324) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - мазут

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 33

КОНАКОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью

кагаггапьного ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-41) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 34

КОСТРОМСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального  ремонта - 4 года

 при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Энергоблоки 1200 МВт (котел ТГМП-1202) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 35

ТЭЦ-21 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314Ц) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 36

ТЭЦ-22 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТПП-210А) с периодичностью

 капитального ремонта - 4 года

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 250 МВт (котел ТП-210А) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Энергоблоки 250 МВт (котел ТПП-210А) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 37

ТЭЦ-23 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314Ц) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 38

ТЭЦ-25 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314Ц) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-344А) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 39

ТЭЦ-26 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-314П) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-344А) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

 

Таблица 40

НОВОЧЕРКАССКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГТП-210, ТПП-210 А) с периодичностью

 капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТПП-110) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 41

РЕФТИНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-39) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Энергоблоки 500 МВт (котел П-57) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 42

РЯЗАНСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел П-59) с периодичностью

капитального ремонта - 3 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 20400 часов

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью капитального

ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 43

ГРЭС-24 МОСЭНЕРГО

Энергоблоки 310 МВт (котел П-74) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 44

СРЕДНЕ-УРАЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-114) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 45

СТАВРОПОЛЬСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального  ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Энергоблоки 300 МВт (котел ТГМП-314) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

при сжигании мазута свыше 30%

 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Таблица 46

ТРОИЦКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 300 МВт (котел ПК-39) с периодичностью

капитального  ремонта - 4 года

топливо - уголь

нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

Энергоблоки 500 МВт (котел П-57) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов

 

Таблица 47

ТЭЦ ЮЖНАЯ ЛЕНЭНЕРГО

Энергоблоки 250 МВт (котел ТГМП-344А) с периодичностью

капитального ремонта - 5 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов

Таблица 48

БЕРЕЗОВСКАЯ ГРЭС-1

Энергоблоки 800 МВт (котел П-67) с периодичностью

капитального ремонта - 4 года

топливо - уголь

 нормативный межремонтный ресурс -27200 часов

Таблица 49

НИЖНЕВАРТОВСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью

капитального ремонта - 6 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

Таблица 50

 ПЕРМСКАЯ ГРЭС

Энергоблоки 800 МВт (котел ТПП-804) с периодичностью

капитального ремонта - 6 лет

топливо - газ

нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

 

Таблица 51

СУРГУТСКАЯ ГРЭС-2

Энергоблоки 800 МВт (котел ТГМП-204) с периодичностью

капитального ремонта - 6 лет

топливо - газ

 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов

Приложение 6
(рекомендуемое)

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ПОПЕРЕЧНЫМИ СВЯЗЯМИ ПО ПАРУ И ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЕ, ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

1. Продолжительность ремонта исчисляется в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

2. Номенклатура и объем работ, выполняемых при капитальном ремонте, приведены в приложении 4 "Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте оборудования электростанций".

3. Нормы продолжительности  ремонта  для паровых котлов с поперечными связями приведены в таблице 1 при сжигании пылеугольного топлива с содержанием золы до 35 % при средней абразивности.

К нормам продолжительности ремонта указанным в таблице1 применяются коэффициенты:

- при сжигании пылеугольного топлива с зольностью выше 35% и (или) высокой абразивности - 1,2;

- при сжигании сланцев - 1,4.

4. Для текущих ремонтов приведена годовая (суммарная) продолжительность ремонтов.

5. Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов производится в те же сроки, что и паровых турбин, а гидрогенераторов - в сроки ремонта гидравлических турбин.

6. Капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110-150 кВ мощностью 125 МВт и более, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводится не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем - по мере необходимости в зависимости от  результатов испытаний и технического состояния.

Остальных трансформаторов - в зависимости от результатов испытаний и их технического состояния.

7. Капитальный ремонт синхронных компенсаторов проводится 1 раз в 4-5 лет.

8. Продолжительность капитального ремонта и его периодичность для оборудования иностранных фирм определяется по аналогичному оборудованию в соответствии с таблицами 1-8.