Досье на проект

По состоянию на 7 июля 2017 г.

УТВЕРЖДЕНЫ

приказом Минэнерго России

от "___" ______ 2017 г. N __

ПРАВИЛА
организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей

I. Общие положения

1. Настоящие Правила устанавливают общие требования к организации технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта (далее - ТОиР) оборудования, зданий и сооружений электрических станций (кроме атомных) и электрических сетей, входящих в электроэнергетические системы, а также требования по контролю за организацией ремонтной деятельности указанных объектов субъектами электроэнергетики.

2. Действие настоящих Правил распространяется на используемые непосредственно в процессах производства, передачи, распределения электрической энергии, оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике оборудование, здания и сооружения объектов по производству электрической энергии, в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, установленной мощностью 5 МВт и более и объектов электросетевого хозяйства, а именно на:

основное, вспомогательное, общестанционное оборудование тепловых и гидравлических электростанций;

технические и программные средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (далее - АСУ ТП), тепловой автоматики и измерений (далее - ТАИ) тепловых, гидравлических электростанций и объектов передачи и распределения электрической энергии;

линии электропередачи (далее - ЛЭП), оборудование трансформаторных подстанций, распределительных устройств (далее - РУ);

устройства релейной защиты и автоматики (далее - РЗА);

средства технологического и диспетчерского управления (далее - СДТУ);

здания и сооружения тепловых и гидравлических электростанций, электрических сетей;

гидротехнические сооружения тепловых и гидравлических электростанций.

3. В настоящих Правилах использованы термины и их определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации.

II. Основные положения организации технического обслуживания и ремонта

4. Организация ТОиР осуществляется субъектами электроэнергетики в отношении объектов электроэнергетики, принадлежащих им на праве собственности или ином законном основании, на основании локальных нормативных актов, разрабатываемых в соответствии с настоящими Правилами и регламентирующих организацию технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики, порядок и правила взаимодействия лиц, осуществляющих ремонтную деятельность, и устанавливающие требования по:

выбору вида организации ремонта;

организации планирования, подготовки, проведения ремонта и приемки оборудования, зданий и сооружений из ремонта;

организации материально - технического обеспечения запланированных и неплановых (аварийных) ремонтов;

внутренней системе контроля ремонтной деятельности;

организации и координированию деятельности по поддержанию оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики в исправном техническом состоянии;

обеспечению соответствия отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и процессов ТОиР требованиям нормативной и технической документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил;

созданию и обеспечению функционирования автоматизированной системы управления ТоиР, в том числе систем контроля технического состояния и диагностики основного оборудования и сооружений;

разработке стратегии и формированию условий, обеспечивающих ТОиР оборудования иностранной разработки или производства, в том числе газотурбинных установок, организациями, оказывающими услуги по ТОиР, зарегистрированными на территории Российской Федерации;

формированию и своевременному утверждению перспективных, годовых планов ремонтов оборудования, зданий и сооружений, а также обеспечению контроля за их выполнением;

финансированию ТОиР оборудования, зданий и сооружений;

обеспечению производственных процессов ТОиР необходимыми нормативными, техническими, технологическими, организационно - распорядительными документами, их соблюдению, а так же и поддержанию их в актуализированном виде;

обеспечению контроля деятельности объектов электроэнергетики, в части выполнения на таких объектах требований актов, регламентирующих промышленную и экологическую безопасность, охрану труда и пожарную безопасность;

обеспечению контроля фактического технического состояния оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики с целью уточнения номенклатуры и объемов ТОиР и сроков их выполнения;

проведению систематизированного анализа информации об авариях, повреждениях, отказах и дефектах оборудования, зданий и сооружений, выявляемых при эксплуатации и ТОиР, выполнению по результатам анализа необходимых мероприятий по повышению надежности работы оборудования и сооружений, в том числе путем их модернизации и реконструкции;

созданию системы контроля качества производственных процессов ТОиР;

формированию требований и технических заданий на разработку конструкторской документации и технических условий на поставку оборудования, в том числе в части обеспечения выполнения требований по ремонтопригодности, поставке ремонтной документации и специальной технологической оснастки для проведения ТОиР;

обеспечению при согласовании проектной документации на новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектов электроэнергетики внесение требований по ремонтопригодности энергоустановок, организации и механизации ремонта, наличию необходимых площадей для раскладки составных частей оборудования при ремонте, ремонтных площадок;

формированию аварийного запаса оборудования, запасных частей и материалов и обеспечению контроля за его наличием, расходованием и пополнением;

организации подготовки и повышения квалификации персонала, осуществляющего выполнение ТОиР.

5. Разработка локальных нормативных актов, указанных в пункте 4 настоящих Правил, осуществляется в соответствии со следующими принципами:

а) при осуществлении ремонтов субъектами электроэнергетики применяются следующие виды организации ремонта оборудования и ЛЭП объектов электроэнергетики:

планово - предупредительный ремонт;

ремонт по техническому состоянию;

б) продолжительность принятого вида организации ремонта должна составлять не менее 10 - 12 лет;

в) вне зависимости от применяемого вида организации ремонта субъекты электроэнергетики планируют выполнение ремонтов оборудования или его остановы для контроля технического состояния в соответствии с перспективными и годовыми планами с учетом выполнения следующих условий:

планирование ремонтов оборудования, ЛЭП, являющимися объектами диспетчеризации, субъекты электроэнергетики производят в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2009, N 12, ст. 1429; 2010, N 15, ст. 1803; 2011, N 14, ст. 1916; 2012, N 6, ст. 695; N 37, ст. 5009; 2014, N 34, ст. 4677) (далее - Правила вывода в ремонт);

планирование ремонтов оборудования электростанций и тепловых сетей, являющегося источником тепловой энергии, субъекты электроэнергетики производят в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 06.09.2012 N 889 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 37, ст. 5009; 2014, N 34, ст. 4677) (далее - Правила вывода в ремонт источников тепловой энергии);

вывод в ремонт включенного в перечень объектов диспетчеризации субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оборудования электростанций, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, осуществляется по согласованию с органом местного самоуправления в соответствии с Правилами вывода в ремонт источников тепловой энергии, и субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

г) выполнение работ по ТОиР производится при обязательной организационно-технической подготовке и своевременном обеспечении материально-техническими ресурсами и ремонтным персоналом необходимой квалификации.

Организация ТОиР зданий и сооружений, устройств РЗА, подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), и СДТУ определена соответствующими главами настоящих Правил;

д) обеспечение для организации системы внутреннего контроля ремонтной деятельности:

учета оборудования, зданий и сооружений, указанных в пункте 2 настоящих Правил;

определения персонала, ответственного за внутренний контроль соблюдения субъектом электроэнергетики требований, предусмотренных настоящими Правилами;

незамедлительного устранения нарушений обязательных требований, установленных в настоящих Правилах;

контроля и участия ответственного персонала за внутренний контроль в мероприятиях, проводимых субъектом электроэнергетики в соответствии с настоящими Правилами, и приостановку их выполнения при обнаружении нарушений до их устранения;

документирования проведения мероприятий внутреннего контроля, осуществление учета нарушений настоящих Правил и контроля их устранение.

6. В целях осуществления ремонтной деятельности осуществляется:

техническое обслуживание;

ремонт.

7. Техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики состоит в выполнении комплекса операций по контролю и поддержанию их работоспособного или исправного состояния при использовании по назначению.

Организация технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики осуществляется в соответствии с требованиями законодательства и в соответствии с ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил.

В отношении объекта электроэнергетики:

устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения по видам оборудования, по каждому зданию и сооружению;

назначаются исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала объекта электроэнергетики или лиц, привлеченных организаций - исполнителей ремонта;

обеспечивается ведение на материальном носителе или в электронной форме журналов технического обслуживания по видам оборудования, по каждому зданию и сооружению, в которые вносятся сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

8. Ремонт оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики включает в себя комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделия и состоящий в замене и (или) восстановлению ресурса составных частей.

В зависимости от планирования ремонты могу быть плановыми, неплановыми и аварийными.

Плановый ремонт подразделяется на:

планово - предупредительный ремонт, представляющий собой плановый ремонт, который выполняется с периодичностью, установленной в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а объем ремонта определяется по типовой номенклатуре ремонтных работ с учетом фактического технического состояния и, при необходимости, включает выполнение дополнительных сверхтиповых ремонтных работ для устранения дефектов, выявленных в процессе эксплуатации и по результатам предыдущих ремонтов, установленных предписаниями органов государственного надзора;

ремонт по техническому состоянию, представляющий собой ремонт, при котором контроль технического состояния оборудования выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, а объем и момент начала ремонта определяются результатами контроля технического состояния оборудования.

К неплановым ремонтам относятся ремонты, выполнение которых не предусматривается годовым (месячным) графиком ремонтов, согласованным с субъектом оперативно - диспетчерского управления. Неплановый ремонт проводится с целью устранения последствий неисправностей или дефектов, влияющих на нормальную и безопасную эксплуатацию, а также по результатам контроля технического состояния.

Аварийные ремонты проводится в случаях устранения последствий аварии на оборудовании для восстановления его работоспособности.

9. При организации планово-предупредительных ремонтов в зависимости от объема выполняемых ремонтных мероприятий ремонты могут быть текущими, средними или капитальными.

Текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и состоит в замене и (или) восстановлении отдельных его частей.

Средний ремонт выполняется для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемым в объеме, установленном в ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил.

Капитальный ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования с восстановлением или заменой любых его частей, включая базовые (роторы, корпуса цилиндров турбин; барабаны, каркасы котлов; ротор, статор генератора; магнитопровод и обмотка трансформатора). При капитальном ремонте оборудования, может, производится полная разборка агрегата, ремонт базовых и корпусных деталей и узлов, замена или восстановление всех изношенных деталей и узлов на новые и более современные, сборка, регулирование и испытание агрегата. При проведении капитального ремонта оборудования не изменяется его функциональное назначение. Целью капитального ремонта оборудования является восстановление его технико - экономических характеристик до значений, близких к проектным.

10. В зависимости от типичности объемов и номенклатуры выполняемых ремонтных работ ремонты могут быть типовыми или сверхтиповыми.

Типовой ремонт выполняется в соответствии с типовой номенклатурой и объемом ремонтных работ.

Типовая номенклатура и объем ремонтных работ по конкретным типам (видам) оборудования объекта электроэнергетики по текущему, среднему и капитальному ремонту формируется с учетом требований изготовителей оборудования, ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, и результатов анализа предыдущих ремонтов и эксплуатации и утверждается субъектом электроэнергетики самостоятельно.

Для оборудования энергоблоков тепловых электростанций, ремонтным циклом которых установлена категорийность капитальных ремонтов, типовая номенклатура и объем ремонтных работ формируются по каждой категории капитального ремонта, по среднему и текущему ремонту.

К сверхтиповым ремонтным работам относятся любые ремонтные работы, не включенные в утвержденную типовую номенклатуру и объем ремонтных работ, необходимость в выполнении которых выявлена в процессе эксплуатации и по результатам предыдущих ремонтов, мероприятий определенным по предписаниям органов государственного надзора или обусловленных требованиями вновь принятых нормативных правовых актов.

11. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию основного энергетического и электротехнического оборудования допускается в случае, если субъект электроэнергетики обладает:

локальными нормативными актами, утвержденными субъектом электроэнергетики, устанавливающими периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять фактическое техническое состояние основного оборудования и его изменение в период до следующего выполнения контроля, с учетом отзывов (предложений и рекомендаций) изготовителя оборудования и (или) экспертной организации, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Российской Федерации;

средствами диагностики и автоматизированной системой контроля за техническим состоянием основного оборудования.

Автоматизированная система контроля технического состояния оборудования - совокупность технических средств контроля и диагностики технического состояния оборудования, исполнителей и определенных объектов контроля, взаимодействующих по правилам и требованиям, установленным в соответствующей ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил, и позволяющая осуществлять контроль технического состояния и обработку полученных результатов с применением вычислительной техники.

Решение о применении вида организации ремонта по техническому состоянию принимается при выполнении указанных в настоящем пункте условий индивидуально по каждой единице основного оборудования, комиссией, состав которой определяется субъектом электроэнергетики с привлечением, организаций изготовителей оборудования и аккредитованных экспертных организаций в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

12. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования, предназначенного для обеспечения работоспособности основного оборудования, и общестанционного оборудования, не относящегося к оборудованию энергоустановок электростанции и предназначенного для обеспечения ее работоспособности (функционирования), допускается в случае, если субъект электроэнергетики обладает:

локальными нормативными актами, утвержденными субъектом электроэнергетики, устанавливающими периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять его фактическое техническое состояние по типам вспомогательного и общестанционного оборудования и его изменение в период до следующего выполнения контроля;

системой контроля технического состояния вспомогательного и общестанционного оборудования, устанавливаемой локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики, включающей совокупность технических средств контроля и диагностики технического состояния оборудования, исполнителей и определенных объектов контроля, взаимодействующих по правилам и требованиям, установленным в соответствующей ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил.

При выполнении указанных в настоящем пункте условий решение о применении организации ремонтов вспомогательного и общестанционного оборудования по техническому состоянию принимается индивидуально по каждому типу оборудования, установленного на объекте электроэнергетики, комиссией, состав которой определяется субъектом электроэнергетики.

13. Решение субъекта электроэнергетики о применении организации ремонта по техническому состоянию стационарных паровых и водогрейных котлов, для которых Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности и опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением", утвержденных приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 N 116 (зарегистрирован Минюстом России 19.05.2014, регистрационный N 32326), предусмотрен их планово - предупредительный ремонт, принимается и согласуется в порядке, установленном законодательством в области промышленной безопасности.

14. Вид организации ремонта по техническому состоянию не может быть применен для следующих объектов ремонта:

по которым отсутствует ремонтная документация, указанная в пункте 17 настоящих Правил, устанавливающая периодичность, методы и объемы контроля технического состояния;

по которым установленные ремонтной документацией, указанной в пункте 17 настоящих Правил, методы и объемы контроля технического состояния не позволяют определить фактическое техническое состояние и его изменение в период до следующего выполнения контроля;

гидроагрегатов, находящихся в эксплуатации по истечении срока службы, установленного организацией изготовителем оборудования;

объекты, эксплуатирующиеся в зоне индивидуального ресурса продления безопасной эксплуатации;

газовые турбины газотурбинных и парогазовых установок;

основное оборудование энергоблоков, работающих на сверхкритических параметрах пара;

вновь вводимое основное оборудование, находящееся в опытной эксплуатации.

15. При организации ремонта по техническому состоянию оборудования номенклатура и объем ремонтных мероприятий определяются по результатам выполненного контроля и диагностики его технического состояния.

Для целей планирования ремонты по техническому состоянию оборудования в зависимости от номенклатуры и объемов ремонтных мероприятий подразделяются на текущие, средние или капитальные.

Продолжительность ремонтов определяется на основании сетевого или линейного графика выполнения работ, утверждаемого техническим руководителем субъекта электроэнергетики или обособленного подразделения.

16. Особенности организации ремонта по техническому состоянию и условия, определяющие возможность его применения по основному, вспомогательному и общестанционному оборудованию, тепловых и гидравлических электростанций, подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), СДТУ, РЗА, оборудованию подстанций (далее - ПС), зданиям, сооружениям и гидротехническим сооружениям, устанавливаются в соответствующих главах настоящих Правил.

17. Ремонтная документация включает:

нормативную документацию, включающую нормативные правовые акты (правовые акты), действие которых распространяется на объекты, в отношении которых осуществляются ремонты (далее - нормативная документация);

техническую документацию, к которой относятся проектная документация, конструкторская документация изготовителей оборудования (чертежи, инструкции по эксплуатации, заводские ремонтные документы, технические паспорта оборудования или сооружений объектов электроэнергетики), информационные сообщения и письма изготовителей оборудования (далее - техническая документация);

технологическую документацию, к которой относятся документы по технологическим процессам ремонта (маршрутные, операционные и технологические карты, технологические инструкции, рабочие программы), а также технологические инструкции изготовителей оборудования (далее - технологическая документация);

организационно-распорядительную документацию, к которой относятся документы по планированию, подготовке и выполнению ТОиР, а так же учета и отчетности (планы, графики, программы ремонтов, ведомости, протоколы, акты, годовые графики ремонта, разрабатываемые собственником и иным законным владельцем объектов электроэнергетики, утверждаемые субъектом электроэнергетики и (или) организацией - исполнителем ремонта и пересматриваемые с учетом опыта эксплуатации (далее - годовые планы - графики);

проект производства работ (далее - ППР), разрабатываемый организацией - исполнителем ремонта для подготовки и производства ремонта оборудования и состоящий из комплекта технических и организационно-распорядительных документов с обязательным включением в него главы "Требования безопасности при выполнении работ".

документы, фиксирующие результаты выполнения ремонта составных частей оборудования и их техническое состояние до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия состояния отремонтированной составной части требованиям нормативной и технической документации (формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы, технические акты на скрытые работы), которые являются отчетными и подлежат представлению в комиссию по приемке оборудования из ремонта;

иную внутреннюю ремонтную документацию, утверждаемую субъектом электроэнергетики, не указанную в абзацах втором - седьмом настоящего пункта.

18. Субъекты электроэнергетики дополнительно к документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, при ремонте оборудования могут применять:

ремонтные чертежи, разработанные в установленном порядке;

ремонтные эскизы, передаваемые для выполнения работ и изготовления запасных частей, имеющие надпись "В производство работ" с подписью технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

19. Субъекты электроэнергетики устанавливают по каждому типу (виду) оборудования конкретный состав ремонтной документации, указанной в пункте 17 настоящих Правил, в соответствии с требованиями которой осуществляется ТОиР.

20. При отсутствии отдельных технических и (или) технологических документов, необходимых для осуществления ТоиР, субъект электроэнергетики обеспечивает их утверждение в порядке и сроки, установленные законодательством Российской Федерации.

Для производства ТОиР в период, указанный в настоящем пункте, допускается применять рабочую конструкторскую документацию изготовителей оборудования (чертежи, заводские инструкции), технические акты общего назначения.

21. Допускается частичное отсутствие технической, технологической и иной документации при ТОиР зарубежного оборудования, закупленного до вступления в силу настоящих Правил, при условии заключения долгосрочных договоров на сервисное обслуживание с организациями, получившими от производителя такого оборудования право (лицензию) производить работы.

22. Для целей осуществления технического обслуживания и ремонта зарубежного оборудования при новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции объекта электроэнергетики субъекты электроэнергетики формируют состав ремонтной документации, учитывающий положения пункта 17 настоящих Правил.

23. Субъекты электроэнергетики обеспечивают выполнение ТОиР оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики собственным ремонтным персоналом, под которым понимаются работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт, монтаж, наладку и испытание электрооборудования и (или) привлекаемыми к выполнению ТОиР организациями - исполнителями.

24. Субъектами электроэнергетики при осуществлении ТОиР собственными силами организуют постоянную работу, направленную на обеспечение готовности к выполнению профессиональных функций, поддержание и повышение его квалификации.

Ремонтный персонал, осуществляющий ТОиР и не имеющий соответствующего профессионального образования или опыта работы, должен пройти обучение в установленном порядке.

25. Квалификация ремонтного персонала должна соответствовать требованиям установленной в ремонтной документации, в соответствии с которой производится выполнение ремонта.

26. Квалификация ремонтного персонала, выполняющего работы по ремонту объектов, на которые распространяются нормативные правовые акты Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и (или) нормативные требования по охране труда при эксплуатации электроустановок, должна соответствовать требованиям, установленным соответствующими документами, в том числе Положением об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным приказом Ростехнадзора от 29.01.2007 N 37 (зарегистрирован Минюстом России 22.03.2007, регистрационный N 9133).

27. Количество и квалификация ремонтного персонала на каждый момент времени в процессе выполнения ремонта должны соответствовать ремонтной документации, а также обеспечивать выполнение ремонтных работ в установленные графиком производства ремонтных работ сроки и требований к качеству, выполнения работ, установленных в ремонтной документации.

28. Субъекты электроэнергетики обеспечивают необходимое для осуществления ТОиР технологическое оснащение объектов электроэнергетики, работоспособное и исправное состояние зарегистрированных подъемных сооружений, специальных грузозахватывающих приспособлений и технологической оснастки, поставляемой совместно с оборудованием, постов энергоносителей, ремонтных площадок для размещения узлов и деталей оборудования в процессе ремонта.

29. Номенклатура и количество машин, механизмов, оборудования, технологической оснастки и средств малой механизации, диагностики и контроля организации - исполнителя ремонта должны соответствовать их номенклатуре и количеству, установленным в ремонтной документации, в соответствии с которой производится выполнение ремонта.

30. Средства технологического оснащения, на которые распространяются требования Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов, на которых используются подъемные сооружения", утвержденных приказом Ростехнадзора от 12.11.2013 N 533 (зарегистрирован Минюстом России 31.12.2013, регистрационный N 30992), должны соответствовать установленным в них требованиям, что подтверждается соответствующими документами.

31. До начала производства ремонтных работ субъект электроэнергетики обеспечивает исправное техническое состояние средств технологического оснащения, диагностики и контроля, при необходимости проведение на них технического обслуживания или ремонта.

32. Количество средств технологического оснащения, диагностики и контроля и их номенклатура в каждый момент времени в процессе выполнения ремонта объекта должны обеспечивать производство ремонтных работ и их выполнение в установленные графиком производства ремонтных работ сроки и с качеством, соответствующим обязательным требованиям.

33. Субъекты электроэнергетики обеспечивают необходимое для осуществления ТОиР метрологическое обеспечение объектов электроэнергетики, в том числе при организации проведения ремонтных работ с привлечением сторонних организаций - исполнителей ремонта.

Метрологическое обеспечение осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

34. Средства измерений (далее - СИ), применяемые при выполнении ремонтных работ, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.674-2009 "Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями".

35. Применяемые средства измерений должны обеспечивать точность измерений, установленную в рабочей конструкторской и проектной документации, технических условиях на ремонт, технологической документации и методиках проведения измерений.

36. Применяемые при выполнении ремонтных работ СИ должны быть внесены в Федеральный реестр средств измерений, иметь действующие паспорта и свидетельство о поверке или калибровке.

37. Субъекты электроэнергетики обеспечивают планируемые объемы ТОиР оборудования, зданий и сооружений необходимыми для их выполнения материально-техническими ресурсами (далее - МТР).

38. Потребность в МТР для ТОиР определяется на основании:

смет и калькуляций на выполнение ремонтных работ по конкретным объектам ремонта;

номенклатурных норм расхода запасных частей и материалов по типам оборудования на типовой текущий, средний и капитальный ремонт;

среднегодовых номенклатурных величин расхода запасных частей и материалов для ремонта по типам оборудования для технологических групп учета со значительным количеством однотипного оборудования: арматура, контрольно-измерительные приборы (далее - КИП) и автоматика, электрооборудование местных щитов управления.

При организации ремонта по техническому состоянию потребность в МТР определяется по результатам выполненного контроля и диагностики его технического состояния.

39. Потребность МТР для проведения ТОиР может быть скорректирована по результатам произведенного учета и анализа:

текущего состояния и состава складских запасов оборудования, запасных частей и материалов для ремонта на момент формирования заявки;

номенклатуры и объемов оборудования, запасных частей и материалов для выполнения ремонтов текущего года (предшествующего планируемому);

номенклатуры и объемов оборудования запасных частей и материалов по действующим договорам поставки;

номенклатуры и объемов запасных частей и материалов, планируемых к поставке организациями - исполнителями ремонта.

40. Субъект электроэнергетики производит контроль поступления на склады объектов электроэнергетики МТР для ремонта и обеспечивает своевременное проведение входного контроля поступивших МТР, условий их складирования и хранения, а так же проверку соответствия поступивших МТР по качеству, номенклатуре и объемам.

41. Субъекты электроэнергетики создают аварийный запас оборудования, запасных частей и материалов для устранения последствий аварий и технологических нарушений (отказов, неисправностей), возникающих в процессе эксплуатации с целью минимизации материального ущерба за счет сокращения времени обеспечения материально-техническими ресурсами, необходимыми для восстановительных или превентивных работ.

42. Состав и объем оборудования, запасных частей и материалов, включаемых в аварийный запас, устанавливаются субъектом электроэнергетики самостоятельно на основании анализа данных по авариям и повреждаемости оборудования, имевших место в процессе его эксплуатации.

43. Субъекты электроэнергетики осуществляют в соответствии с локальным нормативным актом:

планирование номенклатуры и объемов аварийного запаса;

приобретение и обеспечение условий хранения аварийного запаса;

использование, пополнение и обновление аварийного запаса.

44. В процессе выполнения работ по ремонту, в том числе в случаях привлечения организаций - исполнителей ремонта, субъекты электроэнергетики обеспечивают соблюдение норм законодательства Российской Федерации об охране труда, в том числе Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 24.07.2013 N 328н (зарегистрирован Минюстом России 12.12.2013, регистрационный N 30593), законодательства Российской Федерации о промышленной безопасности и пожарной безопасности.

45. Субъектам электроэнергетики на объектах электроэнергетики необходимо:

обеспечивать за 20 дней до начала ремонта своевременную поставку необходимого оборудования, запасных частей и материалов и проведение их входного контроля до начала ремонта;

иметь в наличии необходимую для выполнения ремонта ремонтную документацию;

иметь достаточный и профессиональный состав собственного ремонтного персонала и (или) обеспечивать своевременное заключение договоров с привлекаемыми к выполнению ремонта организациями - исполнителями ремонта;

обеспечивать работоспособное и исправное состояние стационарных и зарегистрированных подъемных сооружений, специальных грузозахватывающих приспособлений и технологической оснастки, постов энергоносителей, ремонтных площадок для размещения узлов и деталей оборудования в процессе ремонта.

III. Требования к организации технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта оборудования тепловых электростанций

46. Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования тепловых электростанций состоит в выполнении комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в эксплуатационной и ремонтной документации.

Операции по техническому обслуживанию проводят на работающем или остановленном оборудовании. В состав работ по техническому обслуживанию включаются следующие мероприятия:

обход по графику и визуальный контроль работающего оборудования для оценки его технического состояния и выявления дефектов;

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

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

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

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

ревизия, чистка и замена элементов щеточно-контактных аппаратов генераторов и электродвигателей;

очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала;

контроль исправности информационно - измерительных систем и 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 консервации с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.

47. Периодичность и объем технического обслуживания оборудования и запасных частей, находящихся на хранении на тепловых электростанциях, в том числе централизованного запаса, устанавливается локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики.

48. На каждой тепловой электростанции:

устанавливаются состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения по видам оборудования установок и технологических систем в соответствии с технологической документацией по организации их эксплуатации и технического обслуживания, разрабатываемой с учетом требований изготовителя оборудования и условий эксплуатации;

назначаются ответственные исполнители работ по техническому обслуживанию из персонала электростанции;

ведутся журналы технического обслуживания (на материальном носителе или в электронной форме) по видам оборудования, в которые вносятся сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

49. Если на объекте электроэнергетики локальным нормативным актом не установлен вид организации ремонта по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.

50. Планово-предупредительный ремонт предусматривает вывод в ремонт оборудования в соответствии с требованиями настоящих Правил и требованиями ремонтной документации.

51. Планово-предупредительный ремонт в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на следующие виды: капитальный, средний и текущий, которые применяются к следующим объектам ремонта:

основное оборудование тепловых электростанций (паровой котел, котел-утилизатор, паровая турбина, газовая турбина, турбогенератор, трансформатор);

вспомогательное и общестанционное оборудование;

установка (котельная, паротурбинная, газотурбинная, генераторная, трансформаторная) - основное оборудование и обеспечивающее его работу вспомогательное оборудование, предназначенные для производства, преобразования и передачи тепловой или электрической энергии.

52. Вид ремонта установки определяется видом ремонта основного оборудования, входящего в состав установки.

Вид ремонта энергоблока определяется видом ремонта входящей в его состав установки, имеющей наибольший объем ремонтных работ и определяющей продолжительность ремонта энергоблока.

53. Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования установки.

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

а) в сроки ремонта основного оборудования;

б) в процессе эксплуатации основного оборудования;

в) при нахождении в резерве основного оборудования.

При выполнении ремонтных работ вспомогательного и общестанционного оборудования в случаях, указанных в пунктах "б", "в" настоящего пункта, обеспечиваются условия выполнений диспетчерских графиков тепловой и (или) электрической нагрузки и аварийной готовности к включению соответственно.

54. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта устанавливаются субъектом электроэнергетики в соответствии с требованиями настоящих Правил.

55. Сроки проведения плановых ремонтов совмещаются со сроками проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования.

56. Капитальный ремонт технических устройств (оборудования), применяемых на опасных производственных объектах, производится в соответствии с нормами Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2017, N 11, ст. 1540) (далее - Закон о промышленной безопасности) и Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением", утвержденными приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 N 116 (зарегистрирован Минюстом России 19.05.2014, регистрационный N 32326).

57. Вне зависимости от применяемого вида организации ремонта субъекты электроэнергетики планируют ремонты основного, вспомогательного, общестанционного энергетического оборудования электростанций с учетом необходимости выполнения следующих критериев:

обеспечение минимально возможного суммарного годового ремонтного периода;

обеспечение планирования ремонтов в части объемов ремонтного снижения мощности, состава и параметров оборудования с учетом особенностей различных погодных периодов года и периода паводка;

обеспечение минимально возможного суммарного годового ремонтного снижения мощности, обусловленного ремонтами вспомогательного, общестанционного оборудования и сооружений, в том числе минимизации времени нахождения оборудования в вынужденном простое, путем совмещения проведения указанных ремонтов по времени с ремонтами соответствующего основного оборудования;

совмещение ремонтов котельного оборудования, работающего на главный паропровод очереди электростанции, с ремонтами генерирующего оборудования той же очереди для тепловых электростанций с поперечными связями по пару.

58. Планирование ремонта оборудования при выборе планово-предупредительного вида организации ремонта включает в себя разработку:

перспективных планов ремонта основного оборудования электростанций;

годовых и месячных планов-графиков ремонта основного оборудования электростанций;

годовых и месячных планов ремонта вспомогательного оборудования электростанций;

годовых и месячных планов ремонта общестанционного оборудования.

59. Субъекты электроэнергетики при формировании перспективных планов ремонта энергоблоков и установок планируют виды, сроки и объемы ремонтов по годам планируемого периода с учетом:

мероприятий, предусматриваемых инвестиционными программами, программами технического перевооружения и реконструкции, программами вывода из эксплуатации;

планируемых величин наработки оборудования в часах по годам перспективного плана с учетом средней за последние 5 лет наработкой оборудования в год;

обеспечение своевременной поставки запасных частей и оборудования с длительным сроком изготовления;

выполнения ремонта (модернизации) составных частей основного оборудования в условиях организации - изготовителя;

изменений условий эксплуатации (изменение режимов работы или состава оборудования, перевод на другой вид топлива, консервация);

обеспечением необходимыми объемами финансовых средств на выполнение ремонтов по годам планируемого периода и их источников.

60. При перспективном и годовом планировании ремонтов по типовой номенклатуре и объемам ремонтных работ их продолжительность устанавливаются:

для энергоблоков установленная мощность, которых составляет 150-1200 МВт - в соответствии с ремонтными циклами, видами и продолжительностью ремонта согласно приложению N 1 к настоящим Правилам;

для оборудования с поперечными связями - в соответствии с продолжительностью и периодичностью плановых ремонтов энергоустановок тепловых электростанций с поперечными связями согласно приложению N 2 к настоящим Правилам;

для оборудования парогазовых и газотурбинных установок - в соответствии с регламентами ремонта, установленными поставщиками (изготовителями) такого оборудования.

61. При разработке перспективного плана и годового плана-графика ремонта оборудования учитываются следующие условия:

первый капитальный ремонт после монтажа энергоблоков и установок, ранее не эксплуатируемых на объектах электроэнергетики, планируется на период, определяемый требованиями организаций изготовителей оборудования. Сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от фактического технического состояния оборудования, контролируемого в процессе эксплуатации;

первый капитальный (средний) ремонт после монтажа энергоблоков и установок, ранее эксплуатируемых на объектах электроэнергетики, планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных в настоящих Правилах, если иное не установлено требованиями организаций изготовителей оборудования;

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

ремонт общестанционного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности электростанции, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.

62. Основой для формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и установок тепловой электростанции являются:

прогнозируемая средняя наработка в часах (эквивалентных или календарных) по каждому году перспективного плана;

нормативный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами для конкретных видов энергоблоков и установок, установленный в соответствии с приложениями N 1 и N 2 к настоящим Правилам;

календарная продолжительность ремонтного цикла энергоблока или установки, соответствующая интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода энергоблока или установки в последующий капитальный ремонт, определяемая отношением величины нормативного межремонтного ресурса к величине среднегодовой наработки в часах (эквивалентных или календарных) в планируемый период.

63. Прогнозируемая средняя наработка в часах по каждому году перспективного плана определяется на основе планируемых субъектом электроэнергетики на пятилетний период величин выработки электрической и тепловой энергии. Для планирования прогнозной наработки в эквивалентных часах дополнительно применяются коэффициенты приведения, предоставленные организациями изготовителями оборудования.

В случае отсутствия величин планируемой выработки электрической энергии на момент формирования перспективного плана ремонта энергоблоков и установок величина прогнозируемой средней наработки энергоблока или установки принимается равной средней наработке энергоблока или установки за один полный календарный год в пятилетний период, предшествующий моменту формирования перспективного плана.

64. При определении календарной продолжительности ремонтного цикла учитываются следующие условия:

а) капитальный ремонт энергоблока или установки производится в сроки, соответствующие срокам исчерпания нормативного межремонтного ресурса;

б) при наличии условий, установленных локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики, допускается увеличение ресурса сверх нормативного на величину не более половины средней годовой наработки энергоблока или установки;

в) в случаях, когда при среднегодовых наработках энергоблока или установки менее 6800 часов рассчитанная календарная продолжительность ремонтного цикла превышает 8 лет, субъект электроэнергетики по истечении 8 лет с даты окончания последнего капитального ремонта принимает документально оформленное и согласованное с экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации, одно из следующих решений:

о дальнейшей эксплуатации и сохранении принятой структуры и продолжительности ремонтного цикла;

о дальнейшей эксплуатации и изменении ранее принятой структуры и продолжительности ремонтного цикла;

о прекращении дальнейшей эксплуатации и проведении капитального ремонта.

65. Формирование перспективного плана ремонта основного оборудования электростанции производится в следующей последовательности:

1) устанавливаются ремонтные циклы, их структура (последовательность и продолжительность текущих, средних и капитальных ремонтов) и нормативные межремонтные ресурсы для каждой группы энергоблоков и установок конкретной электростанции, имеющих однотипное основное оборудование, в соответствии с приложениями N 1 и N 2 к настоящим Правилам. В соответствии с пунктом 63 настоящих Правил по каждой группе энергоблоков и установок, имеющих однотипное основное оборудование, определяется прогнозируемая средняя наработка энергоблока или энергоустановки за один полный календарный год;

2) по принятой величине прогнозируемой средней наработки энергоблока или установки за один календарный год и нормативному межремонтному ресурсу разрабатывается ремонтный цикл, соответствующий принятой наработке, с учетом пункта 64 настоящих Правил.

66. Перспективный план ремонта основного оборудования электростанций разрабатывается субъектами электроэнергетики на 5 лет или более длительный период по форме согласно приложению N 3 к настоящим Правилам.

67. Перспективный план ремонта ежегодно перерабатывается с увеличением периода планирования на один год и корректировкой и уточнением ранее утвержденных показателей плана, в том числе производится уточнение календарной продолжительности ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы энергоблоков или установок за истекший год планируемого периода и результатов контроля технического состояния оборудования.

68. Годовой план - график ремонта разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом с учетом:

фактического технического состояния оборудования энергоблоков или установок;

результатов выполнения программы технического перевооружения и реконструкции;

фактической наработки от последнего капитального ремонта.

Годовой план-график ремонта основного оборудования электростанций разрабатывается субъектами электроэнергетики по форме согласно приложению N 5 к настоящим Правилам.

В годовом плане-графике ремонта указываются основные объемы и номенклатура сверхтиповых работ, а в случае совмещения работ по ремонту и техническому перевооружению указываются также основные объемы работ по техническому перевооружению.

69. В случаях, когда годовым планом-графиком ремонта предусматривается производство в плановый ремонт (капитальный, средний или текущий) объемов ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта установки более нормативной, решение о продолжительности ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

70. В случаях, когда по результатам испытаний, диагностики, контроля и других проведенных исследований по определению фактического технического состояния основного оборудования выявлена необходимость проведения капитального ремонта установки с межремонтным ресурсом меньше нормативного межремонтного ресурса, решение о включении в годовой план-график следующего года этого ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. При этом исчисление нормативного межремонтного ресурса начинается с момента окончания капитального ремонта.

71. Для обеспечения равномерной в течение года занятости ремонтного персонала при разработке планов следует предусматривать сроки выполнения:

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

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

72. Разработка и согласование планов ремонта с субъектом оперативно-диспетчерского управления производится в следующем порядке:

1) перспективный план ремонта с укрупненным объемом работ разрабатывается субъектом электроэнергетики и утверждается им за 10 месяцев до начала планируемого периода (до 1 марта года, предшествующего планируемому);

2) предложения по годовым и месячным планам - графикам ремонта основного оборудования разрабатываются субъектом электроэнергетики и представляются субъекту оперативно - диспетчерского управления в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.

При необходимости корректировка годового плана - графика ремонта основного оборудования (увеличение (уменьшение) продолжительности ремонта, изменение сроков вывода и окончания ремонта без изменения продолжительности ремонта, исключение ремонта) производится на этапе месячного планирования с предоставлением субъектом электроэнергетики субъекту оперативно - диспетчерского управления причин изменения сроков ремонтов или их невыполнении (исключении из плана - графика) с учетом необходимости выполнения дополнительных объемов ремонтных работ, выявленных в процессе дефектации оборудования, или исключения объемов ремонтных работ с учетом текущего технического состояния оборудования с предоставлением обосновывающих документов.

Все изменения плана - графика ремонта основного оборудования направляются лицам и организациям, привлекаемым к ремонту.

73. Годовые (месячные) планы ремонта общестанционного и вспомогательного оборудования разрабатываются с учетом годовых (месячных) планов-графиков ремонта основного оборудования и утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

74. Состав организационно - технических мероприятий по подготовке оборудования к ремонту и сроки их выполнения устанавливаются в планах подготовки к ремонту оборудования.

75. Субъекты электроэнергетики разрабатывают:

перспективный план подготовки к ремонту установок и оборудования на пятилетний период, совпадающий с периодом реализации перспективного плана ремонта оборудования. В случаях, когда структура энергоблоков и установок в планируемый период не изменяется или их количество уменьшается в связи с выводом из эксплуатации, а также при организации ремонта по техническому состоянию решение о разработке перспективного плана подготовки к ремонту установок и оборудования принимается по усмотрению субъекта электроэнергетики;

годовой план подготовки к ремонту установки и оборудования, разрабатываемый в целях реализации годового плана - графика ремонта субъектом электроэнергетики;

план подготовки к ремонту установки и оборудования после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по его ремонту согласно пунктам 76 и 78 настоящих Правил, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.

Субъект электроэнергетики вправе не разрабатывать самостоятельный план подготовки к ремонту установки и оборудования, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту по тепловой электростанции.

Сформированный план подготовки к ремонту установки и оборудования утверждает технический руководитель субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Рекомендуемый перечень организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективный и годовой план подготовки к ремонту установки и оборудования и форма плана приведены в рекомендуемом образце согласно приложению N 7 к настоящим Правилам.

76. Одновременно с разработкой годового плана - графика ремонта основного оборудования и годового плана ремонта вспомогательного и общестанционного оборудования составляются ведомости планируемых работ по ремонту установок и оборудования (далее - ведомость планируемых работ по ремонту), по форме согласно приложению N 8 к настоящим Правилам.

77. При составлении ведомости планируемых работ по ремонту учитываются:

номенклатура, объем и периодичность ремонтов;

нормы и нормативы на выполнение плановых ремонтов оборудования;

требования ремонтной документации;

требования предписаний органов государственного надзора;

данные отчетных документов предыдущих капитальных (средних) ремонтов;

данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показателях надежности аналогичного оборудования;

данные доремонтных испытаний оборудования;

результаты мониторинга и оценки фактического технического состояния оборудования;

выполнение мероприятий из актов расследования причин аварий, карт отказов в работе.

78. Ведомость планируемых работ по ремонту утверждается не позднее, чем за 2 месяца техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Изменения в ведомости планируемых работ вносятся по результатам:

доремонтных испытаний установки с оформлением соответствующих ведомостей основных показателей технического состояния установки, по форме согласно приложениям NN 9 - 17 к настоящим Правилам;

дефектации оборудования.

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 согласно приложениям N 18 и N 19 к настоящим Правилам.

Все изменения объема ремонта согласовываются с организациями - исполнителями ремонта и утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

79. Документация, необходимая для ремонта организации - исполнителю ремонта, предоставляется субъектом электроэнергетики и включает в себя:

а) конструкторскую и технологическую документацию на сложные специализированные работы, по ремонту оборудования и его составных частей, выполнение которых требует разработки организацией - исполнителем ремонта технологии и специальной оснастки для производства этих работ;

б) утвержденную ведомость объема ремонтных работ, включая объем работ по контролю и обследованию металла, конструкторскую и технологическую документацию на все предусматриваемые при ремонте конструктивные изменения узлов и систем оборудования, не требующие специальной подготовки и оснастки для их выполнения;

в) проектную и другую документацию, в том числе: план размещения узлов и крупных деталей ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей и другую документацию по согласованию сторон;

г) документы о ранее выполненных ремонтах оборудования, данные результатов мониторинга и оценки фактического технического состояния и данные по отказам оборудования в процессе эксплуатации;

д) данные по результатам доремонтных испытаний оборудования.

80. Не позднее, чем за 20 дней до начала ремонта:

1) субъект электроэнергетики, организации - исполнители ремонта проводят совместные проверки выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту, результаты которых оформляются актами;

2) каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте:

определяет состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;

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;

назначает руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с номенклатурой и объемом работ, принятыми по договору;

назначает лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;

3) субъект электроэнергетики назначает ответственных представителей для участия во входном контроле оборудования, запасных частей и материалов, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение, а также передает организации - исполнителю ремонта перечень скрытых работ с указанием ответственных лиц за их комиссионную приемку в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ.

81. Общее руководство ремонтом и координацию действий всех организаций, принимающих участие в ремонте, осуществляет лицо, назначенное субъектом электроэнергетики (далее - общий руководитель ремонта).

По решению субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта в ремонте, общий руководитель ремонта может являться представителем указанной организации, в указанном в настоящем абзаце случае общий руководитель ремонта определяется совместным приказом.

Организация работы по нарядам-допускам и назначение руководителей работ по нарядам производится в соответствии с установленным порядком, определяемым правилами охраны труда.

82. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта комиссия, состав которой определяется субъектом электроэнергетики, производит проверку готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки) с составлением акта по форме согласно приложению N 20 к настоящим Правилам.

83. В случае принятия комиссией решения о неготовности электростанции к ремонту срок начала ремонта, его продолжительность и объем ремонтных работ определяется субъектом электроэнергетики в порядке, установленном пунктом 72 настоящих Правил.

84. До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями и правилами внутреннего распорядка.

85. Началом ремонта энергоблоков, газотурбинных установок (в том числе в составе парогазовых установок), паротурбинных установок с поперечными связями и трансформаторов считается время отключения генератора (трансформатора) от электрической сети.

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

При выводе основного оборудования в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное субъектом оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике в разрешении на вывод оборудования в ремонт, по заявке, поданной субъектом электроэнергетики.

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

87. Вывод в ремонт установки производится в соответствии с месячным планом-графиком ремонта основного оборудования с разрешения субъекта оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. Указанная программа предусматривает:

проведение эксплуатационных доремонтных испытаний по специальной программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающих порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых электростанциях.

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

Для установок, по которым отдельные параметры технического состояния могут быть определены только после вывода установки в ремонт, предремонтные эксплуатационные испытания должны быть завершены не позднее 10 дней с начала ремонта.

Результаты испытаний заносятся в ведомости основных параметров технического состояния установок, составляемые по форме согласно приложениям NN 9 - 17 к настоящим Правилам.

уборку установки снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов, газо - и воздухопроводов, пылепроводов в пределах установки) от пыли, золы и мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов (окончательная уборка котлоагрегатов, работающих на пылеугольном топливе, производится после останова с разборкой электросхем оборудования);

срабатывание топлива в бункерах котла при его останове, обдувку поверхностей нагрева и стряхивание электродов электрофильтров. Зола и шлак из бункеров и леток должны быть спущены в каналы системы гидрозолоудаления и удалены на золоотвал;

принудительное расхолаживание паровых турбин при останове и, в случае необходимости (по результатам доремонтных испытаний), промывку проточной части под нагрузкой.

88. После останова оборудования в ремонт персонал электростанции:

производит все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ согласно правилам охраны труда (правилам безопасности).

Отключения производятся согласно программе и графику, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделениям. При выполнении операций по отключению персонал электростанции обеспечивает возможность начала ремонтных работ на узлах и системах установки в сроки, предусмотренные графиком выполнения ремонтных работ:

выдает общий наряд-допуск (наряд-допуск) на ремонт оборудования и обеспечивает функционирование системы допуска производственного персонала организации - исполнителя ремонта на рабочие места в течение всего срока выполнения ремонтных работ;

устанавливает режим работы подразделений обеспечения (в том числе центральных ремонтных мастерских, компрессорных, газогенераторных и кислородных станций, складов, лабораторий), а также грузоподъемных и транспортных средств (в том числе кранов, лифтов) в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;

выполняет подключение электроприводов механизмов и инструмента, средств электросварки и термообработки к электросборкам в сроки согласно заявкам временных подключений и графику выполнения ремонтных работ;

передает на период выполнения ремонта необходимую штатную технологическую оснастку, специальные съемные грузозахватные приспособления и такелаж, полученные совместно с оборудованием от его изготовителей;

организует выполнение поэтапных, поузловых и предпусковых испытаний, различных видов контроля, предусмотренных нормативной и технологической документацией на ремонт конкретных видов (типов) оборудования.

89. Ответственные представители субъекта электроэнергетики, назначенные в соответствии с пунктом 80 настоящих Правил:

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

осуществляют организацию контроля персоналом электростанции за ходом ремонта и проверок качества выполнения ремонтных работ, не вмешиваясь в деятельность организаций исполнителей ремонта;

участвуют в дефектации оборудования, основных узлов оборудования;

определяют по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом составляется ведомость дополнительных работ по ремонту по форме согласно приложению N 18 к настоящим Правилам и протокол исключения работ по форме согласно приложению N 19 к настоящим Правилам;

оформляют совместно с организациями - исполнителями ремонта акт дефектации оборудования и акт о выявленных дефектах оборудования по форме согласно приложениям N 21 и N 22 к настоящим Правилам;

решают вопросы, связанные с возникшей необходимостью замены некоторых материалов для ремонта, и составляют акт об использовании для ремонта материалов - заменителей по форме согласно приложению N 23 к настоящим Правилам;

по завершении ремонта составляют ведомость выполненных работ по ремонту по форме согласно приложению N 24 к настоящим Правилам;

принимают предъявляемые к сдаче отремонтированные узлы и отремонтированное оборудование в целом и контролируют его опробование.

Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления комиссии по приемке проводится персоналом электростанции в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, правилами охраны труда, правилами пожарной безопасности под непосредственным руководством ответственного руководителя электростанции, в ведении которого находится опробуемое оборудование, при обязательном участии организации - исполнителя ремонта.

По результатам опробования (испытаний) оборудования составляются отчетные документы, перечень которых устанавливается субъектом электроэнергетики и направляется организации - исполнителю ремонта.

90. Субъект электроэнергетики вмешивается в производство работ, выполняемых организацией - исполнителем ремонта, если последняя:

своими действиями вызвала угрозу нарушения нормальной эксплуатации действующего оборудования, нарушает правила охраны труда, обязательные требования, установленные нормативными правовыми актами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору, правилами пожарной безопасности;

выполняет работы с нарушением согласованного графика выполнения ремонтных работ (окончание работ в срок оказывается под угрозой);

допустила и не устранила дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами, и не произвела приемку скрытых работ с участием ответственных представителей субъекта электроэнергетики;

не выполняет требования ремонтной документации.

91. Субъект электроэнергетики при проведении контроля ремонтных работ:

осуществляет входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей;

проводит оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;

обеспечивает сдачу по акту скрытых работ в соответствии с ходом исполнения графика выполнения ремонтных работ;

контролирует соответствие отремонтированных составных частей и деталей требованиям ремонтной документации.

92. Субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями ремонта рассматривает выявленный по результатам дефектации оборудования объем дополнительных ремонтных работ, возможность и сроки их выполнения в плановый срок или формирует обосновывающие материалы на продление срока ремонта в соответствии с пунктом 73 настоящих Правил.

В обосновании продления срока ремонта субъект электроэнергетики указывает причины отличия планового и фактического объемов ремонтных работ.

93. В случаях, когда выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями ремонта принимает необходимые технические решения о сроках и порядке устранения дефектов оборудования. При этом сроки выполнения мероприятий по каждому техническому решению не должны превышать 12 месяцев с момента их принятия. Превышение указанного в настоящем пункте срока допускается при условии получения согласования организации изготовителя оборудования.

94. Субъект электроэнергетики производит приемку установок из капитального, среднего или текущего ремонта.

Порядок и условия приемки установок из типового текущего ремонта и необходимость проведения приемо - сдаточных испытаний после текущего ремонта устанавливаются субъектом электроэнергетики.

При выполнении в процессе текущего ремонта сверхтиповых ремонтных работ приемка из текущего ремонта производится в порядке аналогичном приемке установок из капитального и или среднего ремонта.

95. Приемку установок из капитального и среднего ремонта производит комиссия по приемке из ремонта, возглавляемая техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Состав комиссий по приемке из ремонта электростанции определяется субъектом электроэнергетики.

Приемку вспомогательного и общестанционного оборудования из ремонта осуществляют комиссии по приемке из ремонта, возглавляемые руководителями подразделений объекта электроэнергетики, в ведении которых находится ремонтируемое оборудование.

96. Комиссии по приемке из ремонта 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, а также оценку качества выполненных ремонтных работ;

оценку пожарной безопасности отремонтированного оборудования;

уточнение технического состояния оборудования по данным эксплуатации в течение подконтрольной эксплуатации, а также по данным приемо-сдаточных испытаний;

окончательную оценку качества отремонтированных энергоустановок и оценку качества выполненных ремонтных работ.

97. Приемка установок из ремонта производится по программе, согласованной с организациями - исполнителями ремонта и утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения (далее - программа приемки).

Программа приемки содержит:

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

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

сроки и ответственных за проверку отчетной ремонтной документации;

сроки и ответственных за опробование и приемку отдельных видов оборудования;

особые условия приемки отдельных видов оборудования из ремонта;

другие мероприятия, связанные с проведением приемо - сдаточных испытаний.

98. Организации - исполнители ремонта предъявляют комиссии по приемке документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:

ведомость выполненных работ по ремонту;

протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы и иные документы, характеризующие (фиксирующие) техническое состояние составных частей оборудования до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия отремонтированных составных частей требованиям нормативно-технической документации;

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

протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в энергоустановку;

акты приемки скрытых работ;

акты приемки на чистоту рабочих мест после выполнения ремонтных работ;

другие документы, перечень которых устанавливается субъектом электроэнергетики и направляется организации - исполнителю ремонта.

Документация предъявляется комиссии по приемке не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта. Перечень, указанный в настоящем абзаце утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

99. 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.

Испытания проводятся по программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программы испытаний на тепловых электростанциях.

100. Приемо - сдаточные испытания установки проводятся в два этапа: испытания при пуске и испытания под нагрузкой.

Сроки проведения приемо - сдаточных испытаний должны обеспечивать своевременное включение энергоустановки под нагрузку согласно графику выполнения ремонтных работ.

101. Испытания проводятся по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения, согласованной с субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Программа приемо - сдаточных испытаний содержит:

на этапе пуска - порядок проведения испытаний вспомогательных систем и оборудования установки, продолжительность испытаний, лиц, ответственных за проведение испытаний;

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

Программа приемо-сдаточных испытаний должна соответствовать Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденным приказом Минэнерго России от 19.06.2003 N 229 (зарегистрирован Минюстом России 20.06.2003, регистрационный N 4799) (далее - ПТЭ) и инструкциям по эксплуатации оборудования.

102. По результатам контроля установки, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа документации, составленной в соответствии с пунктом 99 настоящих Правил, комиссия по приемке устанавливает возможность пуска установки.

103. Пуск установки производится по разрешению (распоряжению) технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения и выполняется эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда - допуска на ремонт.

Разрешение (распоряжение) на пуск оформляется в оперативном журнале начальника смены электростанции.

104. Перед пуском руководители организаций, участвующих в ремонте, при необходимости передают в письменном виде руководителю эксплуатационного подразделения электростанции требования, содержащие особенности пуска и опробования при проведении приемо-сдаточных испытаний, не определенные в инструкциях по эксплуатации опробываемого оборудования, не противоречащие требованиям ПТЭ.

Если в период пуска и опробования выявлены нарушения в работе оборудования или не учитываются требования, содержащие особенности пуска и опробования, переданные руководителю эксплуатационного подразделения электростанции руководителями ремонтных работ, то они имеют право потребовать изменить режим пуска и опробования или потребовать произвести останов установки.

105. Капитальный, средний ремонт оборудования считается завершенным при успешном проведении приемо - сдаточных испытаний, при этом временем окончания ремонта является:

для энергоблоков тепловых электростанций, газотурбинных установок (в том числе в составе парогазовых установок), паротурбинных установок тепловых электростанций с поперечными связями и трансформаторов - время включения генератора (трансформатора) в электрическую сеть;

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

для энергоблоков тепловых электростанций с двухкорпусными котлами (дубль - блоков) - время включения генератора в электрическую сеть с одним из корпусов котла. При этом растопка и включение второго корпуса котла производятся в соответствии с графиком набора нагрузки энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта.

106. Оборудование объекта электроэнергетики, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов.

107. Испытания под нагрузкой проводятся при номинальных параметрах пара и при сжигании основного вида топлива, постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по нормальной эксплуатационной схеме на различных режимах с доведением нагрузки до номинальной.

Если номинальные нагрузки и параметры не могут быть достигнуты по режиму работы электрической сети и оборудование не может быть проверено в режиме номинальной нагрузки, допускается в программе испытаний устанавливать другие нагрузки и параметры. Режимы приемо-сдаточных испытаний при этом устанавливаются субъектом электроэнергетики и согласуются с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и отражаются в акте приемки.

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

При возникновении в процессе приемо - сдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования (систем), при которых в соответствии с ПТЭ и инструкцией по эксплуатации оборудования не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемо-сдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

При этом обнаруженные дефекты устраняются исполнителем ремонта в сроки, согласованные с субъектом электроэнергетики, но не позднее срока окончания подконтрольной эксплуатации.

Если приемо - сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытаний постановки под нагрузку. При этом приемо-сдаточные испытания оборудования проводятся в течение 48 часов с момента последней постановки оборудования под нагрузку.

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

110. Если после завершения ремонта по условиям работы объекта электроэнергетики установка не вводится под нагрузку и переводится в резерв или в вынужденный простой, то приемка из ремонта осуществляется по итогам технического контроля, испытаний и опробований, проведенных в процессе ремонта. Временем окончания ремонта установки считается время постановки в резерв или время вывода в вынужденный простой.

На основании результатов контроля и представленных документов субъект электроэнергетики оформляет акты приемки оборудования и установок из ремонта, устанавливает предварительные оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ.

При этом субъект электроэнергетики при вводе установки в эксплуатацию по окончании ее нахождения в резерве обеспечивает проведение приемо-сдаточных испытаний при пуске и под нагрузкой, а также проведение подконтрольной эксплуатации. После завершения подконтрольной эксплуатации устанавливаются окончательные оценки качества ремонта.

111. Приемка из ремонта составных частей основного оборудования и оборудования установки, входящего в установку, оформляется актом по форме согласно приложению N 25 к настоящим Правилам.

Акт приемки из ремонта оборудования утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики, или его обособленного подразделения.

Акт приемки из ремонта оборудования составляется на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, группы отдельных видов оборудования, входящих в установку, или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одной ремонтной организацией, ее подразделением или подразделением электростанции.

К акту приемки из ремонта оборудования, входящего в установку, прикладываются протоколы, справки, ведомости и другие документы, составленные совместно субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта и отражающие:

перечень выполненных плановых работ;

перечень работ, выполненных сверх запланированных объемов;

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

перечень предписаний органов государственного надзора, циркуляров, а также информационных сообщений организаций-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;

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

Эти сведения указываются в ведомости дополнительных работ по ремонту, протоколе исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту, акте готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки), акте дефектации оборудования установки, акте о выявленных дефектах оборудования, акте об использовании для ремонта материалов - заменителей, ведомости выполненных работ по ремонте, составленных по формам согласно приложениям NN 18 - 24 к настоящим Правилам, а также в других документах по согласованному решению субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.

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

112. Приемка из ремонта установки оформляется актом по форме согласно приложению N 26 к настоящим Правилам.

113. Акты приемки из ремонта установки и входящего в нее оборудования подписываются в течение 5 дней после окончания приемо - сдаточных испытаний в течении 48 часов.

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

115. В период подконтрольной эксплуатации должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем.

Наладочные работы производятся по отдельным программам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения и согласованным до начала ремонта с организациями, участвующими в их проведении.

116. В период подконтрольной эксплуатации для выполнения контроля технического состояния отремонтированных ответственных составных частей и узлов оборудования, проведения регулировки и наладки, в том числе вибрационной, допускается останов установки, который не влияет на оценку качества выполненных ремонтных работ.

Фактически выполненные работы и продолжительность останова установки отражаются в акте приемки из ремонта оборудования установки.

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

117. По результатам подконтрольной эксплуатации оформляются ведомости основных параметров технического состояния установок и оборудования согласно приложениям NN 9 - 17 к настоящим Правилам.

118. При приемке оборудования из ремонта комиссия по приемке проводит оценку качества, которая включает оценку:

качества отремонтированного оборудования;

качества выполненных ремонтных работ;

уровня пожарной безопасности.

119. Оценка качества отремонтированного оборудования характеризует техническое состояние оборудования после ремонта и соответствие его обязательным требованиям, требованиям ремонтной документации и устанавливается на основании результатов испытаний и приемки оборудования из ремонта.

Состав ремонтной документации, содержащей требования к отремонтированному оборудованию для каждого конкретного типа (вида) оборудования электростанции, определяется в соответствии с пунктом 19 настоящих Правил.

120. Если комиссия по приемке принимает оборудование из ремонта в эксплуатацию, то ему может быть установлена одна из следующих оценок качества:

соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации;

соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением.

Оценка "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации" устанавливается при одновременном выполнении следующих условий:

устранены все дефекты, выявленные в результате контроля составных частей оборудования;

выполнены обязательные требования и требования ремонтной документации, определяющие качество оборудования;

приемо - сдаточные испытания показали, что пуск, нагружение и работа оборудования на разных режимах соответствуют требованиям ПТЭ и инструкций по эксплуатации;

значения параметров технического состояния находятся на уровне нормативных.

Оценка "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением" устанавливается при одновременном выполнении следующих условий:

часть обязательных требований и требований ремонтной документации 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 соответствуют уровню нормативных, но дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ возможна, и комиссией по приемке принимается решение о временной эксплуатации оборудования.

121. Оборудование, отремонтированное с оценкой "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением", допускается в эксплуатацию со сроком дальнейшего использования, определяемым комиссией по приемке, при этом субъект электроэнергетики разрабатывает план мероприятий по устранению выявленных недостатков и устанавливает сроки его выполнения.

122. Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварии или работа оборудования на каких-либо режимах характеризуется отклонением от допустимых параметров и дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкций по эксплуатации невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов составляет 5 и более суток, то оборудование выводится в ремонт и ему устанавливается оценка "не соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации". После проведения ремонта для устранения дефектов производится повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливается новая оценка качества отремонтированного оборудования.

123. Оценка качества устанавливается по каждому виду отремонтированного оборудования, включенного в акты приемки из ремонта в соответствии с пунктами 111, 112 настоящих Правил.

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

125. Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно-техническую деятельность каждой организации, участвующей в ремонте.

Качеству выполненных ремонтных работ устанавливается одна из следующих оценок:

отлично;

хорошо;

удовлетворительно;

неудовлетворительно.

126. Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается каждой организации - исполнителю ремонта в пределах выполненного ей объема ремонта по оборудованию, включенному в акты приемки согласно пункту 111 настоящих Правил при выполнении основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

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

отсутствие увеличения сроков продолжительности ремонта по вине организации - исполнителя ремонта;

отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением" по вине организации - исполнителя ремонта;

отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине организации - исполнителя ремонта за исключением необходимости остановов, предусмотренных в пункте 116 настоящих Правил.

К дополнительным требованиям относятся:

наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

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

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

проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;

наличие полного комплекта исполнительной и отчетной документации по ремонту;

отсутствие нарушений правил охраны труда и правил пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.

127. 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.

128. Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается организации - исполнителю ремонта по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акт приемки из ремонта оборудования. На основании этих оценок исполнителю ремонта устанавливается итоговая оценка качества за весь выполненный им объем работ по установке, которая указывается в том же акте.

129. 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 трех дней после ее окончания.

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

130. В случае необходимости, определяемой субъектом электроэнергетики по результатам подконтрольной эксплуатации, изменения предварительной оценки качества, соответствующая информация доводится в течение трех рабочих дней с даты окончания подконтрольной эксплуатации до организации - исполнителя ремонта с обязательным указанием причин изменения оценки качества и приглашением представителей указанный организаций - исполнителей ремонта для принятия согласованного решения.

131. Пожарная безопасность характеризуется выполнением требований нормативных правовых актов и правил в области обеспечения пожарной безопасности, а также других нормативных и технических документов, в которых установлены нормы и требования пожарной безопасности.

Оценка соблюдения норм и требований пожарной безопасности состоит из:

оценки соответствия отремонтированного оборудования нормам и требованиям пожарной безопасности;

оценки соответствия процессов выполнения ремонтных и сварочных работ нормам и требованиям пожарной безопасности.

Соблюдение норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования определяется одной из следующих оценок:

"соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности";

"не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности".

Соблюдение норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных и сварочных работ определяется одной из следующих оценок:

"соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности";

"не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности".

Оценка "соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности" выставляется в случае соблюдения всех норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования и при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ.

Оценка "не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности" выставляется в случае невыполнения одного или нескольких мероприятий по устранению нарушений норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и отремонтированного оборудования, установленных в предписаниях органов государственного надзора.

При несоблюдении норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонта (выставлена оценка "не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности") отремонтированное оборудование не может быть допущено к эксплуатации.

132. Организация - исполнитель ремонта к моменту окончания подконтрольной эксплуатации предоставляет субъекту электроэнергетики документы на отремонтированное им оборудование, перечень которых должен быть приведен в акте приемки из ремонта оборудования.

По окончании подконтрольной эксплуатации оборудования субъект электроэнергетики в 10-дневный срок оформляет документацию по произведенному ремонту.

133. Для применения вида организации ремонта по техническому состоянию основного оборудования энергоблоков и энергоустановок тепловых электростанций субъект электроэнергетики обеспечивает выполнение требований пунктов 11, 13, 14, 15 настоящих Правил.

Форма решения о применении вида организации ремонта по техническому состоянию приведена в приложении N 27 к настоящим Правилам.

134. В целях возможности применения организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного и общестанционного оборудования тепловых электростанций субъект электроэнергетики обеспечивает выполнение требований пунктов 12, 13, 14, 15 настоящих Правил.

135. При организации ремонта по техническому состоянию субъект электроэнергетики обеспечивает:

диагностирование технического состояния оборудования с применением методов и технических средств, позволяющих получить достоверные результаты в объеме, достаточном для контроля и прогнозирования технического состояния и принятия решения о необходимости ремонта оборудования;

соблюдение периодичности и объема контроля технического состояния оборудования.

136. Планирование ремонта оборудования при выборе вида ремонта по техническому состоянию включает в себя разработку:

перспективных планов контроля технического состояния и ремонта основного оборудования;

годовых и месячных планов - графиков контроля технического состояния и ремонта основного оборудования;

годовых и месячных планов контроля технического состояния и ремонта вспомогательного оборудования;

годовых и месячных планов контроля технического состояния и ремонта общестанционного оборудования.

137. Субъекты электроэнергетики в перспективном плане контроля технического состояния и ремонта основного оборудования планируют по годам планируемого периода:

сроки и продолжительность остановов энергоблоков и установок для выполнения контроля технического состояния основного и вспомогательного оборудования;

ориентировочную продолжительность и объемы ремонтов по техническому состоянию, согласованные с планируемыми сроками выполнения контроля технического состояния и учитывающие требования пункта 6 настоящих Правил.

138. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта основного оборудования разрабатывается субъектом электроэнергетики на 5 лет по форме согласно приложению N 4 к настоящим Правилам.

139. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта основного оборудования ежегодно дорабатывается с добавлением в план одного года с корректировкой по результатам контроля технического состояния.

140. Годовой план - график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом контроля технического состояния и ремонта с учетом результатов контроля технического состояния основного оборудования. При этом в годовой план - график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования могут быть внесены изменения относительно перспективного плана.

Субъекты электроэнергетики в годовом плане - графике контроля технического состояния и ремонта основного оборудования устанавливают:

сроки и продолжительность остановов энергоблоков и установок для выполнения контроля технического состояния основного оборудования на первое полугодие годового плана с целью своевременного определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план следующего года;

сроки и объемы ремонтов по техническому состоянию, определяемые по результатам контроля технического состояния основного оборудования энергоблоков и энергоустановок.

Годовой план - график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций разрабатывается по форме согласно приложению N 6 к настоящим Правилам.

141. Субъекты электроэнергетики в годовых планах контроля технического состояния и ремонтов вспомогательного и общестанционного оборудования устанавливают:

сроки и продолжительность остановов вспомогательного и общестанционного оборудования для выполнения контроля технического состояния на первое полугодие годового плана с целью своевременного определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план следующего года;

сроки и объемы ремонтов по техническому состоянию, определяемые по результатам контроля технического состояния вспомогательного и общестанционного оборудования.

142. Подготовка к ремонту по техническому состоянию основного оборудования производится в соответствии с пунктами 74-84 настоящих Правил.

143. Вывод в ремонт и производство ремонта по техническому состоянию основного оборудования производится в соответствии с пунктами 85-93 настоящих Правил.

144. Приемка из ремонта и оценка качества ремонта по техническому состоянию основного оборудования производится в соответствии с пунктами 94- 132 настоящих Правил.

145. Техническое обслуживание зданий и сооружений тепловых электростанций предусматривает выполнение следующего комплекса мероприятий по надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений и их инженерных систем, своевременному устранению отдельных дефектов:

контроль соблюдения требований ПТЭ, направленных на сохранение несущей способности и эксплуатационных свойств строительных конструкций;

технические осмотры и обследования производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам;

наблюдение за осадками зданий и сооружений;

контроль соблюдения режима эксплуатации, предусмотренного проектной документацией (вибрационные нагрузки, вентиляции, температурно - влажностный режим), контроль предотвращения перегрузок элементов кровли и перекрытий;

наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;

наблюдение за режимом подземных вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов технологическими водами из водонесущих коммуникаций промышленной площадки объекта электроэнергетики;

поддержание в исправном состоянии устройств, для отвода атмосферных вод;

очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;

контроль состояния антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;

выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;

выполнение мероприятий по подготовке к эксплуатации в весенне - летний пожароопасный период, в отопительный сезон, период половодья и паводка.

146. Техническое обслуживание зданий и сооружений тепловых электростанций осуществляется субъектами электроэнергетики в соответствии с ПТЭ и ЛНА субъектов электроэнергетики.

147. Субъект электроэнергетики устанавливает:

состав работ по техническому обслуживанию и периодичность их выполнения по каждому зданию и сооружению тепловых электростанций на основании ремонтной документации. Перечень работ по техническому обслуживанию зданий и сооружений приведен в приложении N 28 к настоящим Правилам;

перечень ответственных работников за техническое обслуживание каждого здания и сооружения;

порядок контроля со стороны ответственных работников за устранением дефектов на закрепленных за ними зданиях и сооружениях.

148. В целях своевременности проведения и выполнения объема работ по техническому обслуживанию, а также ведения соответствующей технической документации субъектом электроэнергетики назначаются ответственные работники за безопасную эксплуатацию и надзор за зданиями и сооружениями тепловых электростанций.

149. Для обеспечения контроля за ходом выполнения работ по техническому обслуживанию субъектом электроэнергетики организуется их учет, форму которого устанавливает технический руководитель субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. В техническую документацию по техническому обслуживанию вносят сведения, отражающие техническое состояние зданий и сооружений на данный момент времени и нарушения, допущенные в процессе их эксплуатации, отмечают все мероприятия по техническому обслуживанию, в том числе проводимые по устранению выявленных нарушений, указывают намеченные и фактические сроки реализации мероприятий и ответственных за их выполнение работников.

150. Своевременность проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию зданий и сооружений тепловых электростанций, а также ведение технической документации контролируются работниками, ответственными за эксплуатацию и надзор за зданиями и сооружениями, определяемыми субъектом электроэнергетики.

151. Система ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций представляет собой совокупность организационных и технических мероприятий по восстановлению технического состояния зданий и сооружений, их конструктивных элементов и инженерного оборудования в определенные сроки с целью обеспечения их исправного состояния, надежной и экономичной эксплуатации, предупреждения преждевременного износа.

152. Ремонт зданий и сооружений тепловых электростанций по видам ремонта подразделяется на текущий и капитальный.

Текущий ремонт зданий и сооружений предусматривает выполнение работ по систематическому и своевременному предохранению и защите конструкций здания и сооружения и инженерного оборудования от преждевременного износа, возникающих на отдельных участках, путем устранения незначительных дефектов, повреждений и неисправностей.

Капитальный ремонт зданий и сооружений предусматривает выполнение работ по замене и (или) восстановлению строительных конструкций объектов капитального строительства или элементов таких конструкций, за исключением несущих строительных конструкций, замену и (или) восстановление систем инженерно - технического обеспечения и сетей инженерно-технического обеспечения объектов капитального строительства или их элементов, а также замену отдельных элементов несущих строительных конструкций на аналогичные или иные конструкции, улучшающие характеристики таких конструкций, элементы и (или) восстановление указанных элементов.

153. Капитальный ремонт зданий, строений и сооружений тепловых электростанций должен производиться в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации от 29.12.2004 N 190-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации 2005, N 1, ст. 16; Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 18.06.2017, 0001201706180002) (далее - Градостроительный кодекс Российской Федерации).

Капитальный ремонт зданий и сооружений, которые идентифицированы в составе опасных производственных объектов, производиться с учетом требований Закона о промышленной безопасности.

154. Планирование ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций включает в себя разработку:

перспективных планов ремонта зданий и сооружений объектов электроэнергетики;

годовых планов-графиков ремонта зданий и сооружений объектов электроэнергетики.

155. Перспективные планы и годовые планы - графики ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъекты электроэнергетики разрабатывают в сроки, аналогичные срокам разработки перспективных планов и годовых планов - графиков ремонта оборудования электростанций, установленных в главах III и IV настоящих Правил, оборудования подстанций и линий электропередачи, установленных в главе VI настоящих Правил.

156. В случаях, когда планируемое выполнение ремонтов зданий и сооружений тепловых электростанций приводит к снижению располагаемой мощности электростанции, годовые и месячные графики ремонтов согласовывается субъектом оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке, установленном Правилами вывода в ремонт.

157. Перспективный план ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций, форма которого приведена в приложении N 29 к настоящим Правилам, разрабатывается на 5 лет в порядке, устанавливаемом субъектом электроэнергетики, и служит основанием для разработки проектной документации, планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

158. Годовое планирование ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций производится в соответствии с перспективным планом с учетом фактического технического состояния объектов электроэнергетики. При этом в годовой план - график могут вноситься изменения по отношению к показателям перспективного плана.

159. Годовой план-график ремонта зданий и сооружений устанавливает вид ремонта, календарное время начала ремонта, его продолжительность и планируемый объем работ и разрабатывается по форме согласно приложению N 30 к настоящим Правилам.

К годовому плану - графику ремонта прилагаются:

ведомости укрупненных объемов ремонтных работ по каждому зданию и сооружению, включенному в план ремонта;

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

Объемы ремонта зданий и сооружений в годовом плане - графике определяются:

по капитальному ремонту зданий и сооружений - на основании проектной документации на ремонт или ведомости объемов работ;

по текущему ремонту - на основании ведомостей объемов работ, составленных по результатам актов периодических осмотров зданий и сооружений, записей технического журнала по эксплуатации зданий и сооружений.

160. При разработке перспективного плана и годового плана - графика ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций учитываются:

результаты мониторинга и оценки технического состояния производственных зданий и сооружений;

периодичность капитальных ремонтов производственных зданий и сооружений согласно приложению N 31 к настоящим Правилам;

периодичность капитальных ремонтов конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергообъектов согласно приложению N 32 к настоящим Правилам;

нормы простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы согласно приложению N 33 к настоящим Правилам;

продолжительность капитальных и текущих ремонтов дымовых труб, газоходов и градирен согласно приложению N 34 к настоящим Правилам;

номенклатура работ при типовом капитальном ремонте дымовых труб, газоходов и градирен согласно приложению N 35 к настоящим Правилам;

необходимость совмещения капитального ремонта газоходов с капитальным ремонтом котла, проверки технического состояния газоходов с текущим и средним ремонтом котла.

Субъект электроэнергетики при планировании ремонтов производственных зданий и сооружений учитывает следующие условия:

проведение ремонта здания или сооружения совмещается с ремонтом технологически связанного оборудования;

планирование ремонтов в несколько этапов для ремонта зданий и сооружений с большим объемом работ с целью сокращения времени их вывода из работы;

планирование выполнения всех подготовительных работ до вывода здания или сооружения в ремонт.

161. В случаях, когда годовым планом - графиком ремонта предусматриваются производство в капитальный ремонт объемы ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта дымовых труб, газоходов и градирен более установленной в приложении N 34 к настоящим Правилам, решение о продолжительности ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

162. В случаях, когда по результатам технического контроля и комплексных обследований по определению фактического технического состояния производственных зданий или сооружений тепловых электростанций выявлена необходимость проведения капитального ремонта в более ранние сроки, чем сроки, определенные приложениями N 31 и N 32 к настоящим Правилам, решение о включении в годовой план - график соответствующего ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

163. При необходимости вывода дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанный с ограничением мощности тепловой 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.

164. Текущий ремонт зданий и сооружений тепловых электростанций производится круглогодично согласно годовому плану - графику, утверждаемому техническим руководителем субъекта электроэнергетики, на основании результатов контроля их технического состояния.

165. Состав организационно - технических мероприятий и сроки их выполнения устанавливаются в годовых планах подготовки к ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций.

166. Субъект электроэнергетики разрабатывает годовой план подготовки к ремонтам после утверждения годового плана - графика ремонта зданий и сооружений с утверждением его техническим руководителем субъекта электроэнергетики до конца года, предшествующего планируемому.

167. Подготовка к капитальному ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций может быть начата в году, предшествующему планируемому, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

168. Параллельно с разработкой годового плана-графика ремонта субъект электроэнергетики составляет ведомости планируемых работ по ремонту конкретных зданий и сооружений тепловых электростанций.

Форма ведомости планируемых ремонтно - строительных работ по ремонту зданий и сооружений приведена в приложении N 36 к настоящим Правилам.

169. Ведомость планируемых работ по ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций формируется на основе:

требований законодательства Российской Федерации к выполнению плановых ремонтов зданий и сооружений;

требований технических регламентов, сводов правил, стандартов, нормативных и руководящих документов, утвержденных ЛНА субъекта электроэнергетики;

акта предремонтного обследования зданий и сооружений, составленный по форме согласно приложению N 37 к настоящим Правилам;

предписаний органов государственного надзора;

данных из технических журналов;

отчетных документов предыдущих ремонтов.

170. Уточнение номенклатуры и объема ремонтных работ должно быть завершено до начала ремонта, после чего ведомость планируемых работ по ремонту утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики.

171. С учетом составленных ведомостей объемов работ по ремонту конкретных зданий и сооружений тепловых электростанций субъект электроэнергетики обеспечивает формирование пообъектно проектной документации.

172. Проектная документация капитального ремонта разрабатывается в соответствии с Положением о составе разделов проектной документации и требованиями к их содержанию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 N 87 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 8, ст. 744; 2017, N 19, ст. 2843).

173. Субъект электроэнергетики определяет перечень зданий и сооружений, тепловых электростанций для выполнения капитальных ремонтов которых проектная документация разрабатывается с проведением экспертизы промышленной безопасности согласно Федеральному закону от 27.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2017, N 11, ст. 1540).

174. В целях выполнения ремонта субъект электроэнергетики обеспечивает подготовку с последующим предоставлением организации - исполнителю ремонта:

проектной документации, необходимой для выполнения ремонта;

ведомости объема ремонтных работ;

схемы транспортных перемещений внутри производственных зданий и на территории объекта электроэнергетики,

схемы постов энергоносителей;

графика выполнения ремонтных работ;

графика совмещения ремонтных работ и производственных процессов объекта электроэнергетики.

175. За 20 дней до начала ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций:

представители субъекта электроэнергетики и организаций - исполнителей ремонта проводят совместную проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту;

каждая организация - исполнитель ремонта:

определяет состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов, систем зданий, сооружений, по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ. Назначает руководителей работ по ремонту отдельных узлов, систем зданий, сооружений в соответствии с номенклатурой и объемом работ, принятым по договору;

назначает работников, ответственных за охрану труда и материально - техническое обеспечение;

проверяет квалификацию (удостоверения) всего персонала, привлеченного к выполнению ремонта зданий и сооружений на право выполнения работ;

субъект электроэнергетики или его обособленное подразделение 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 зданий и сооружений, а также назначает работников, ответственных за материально - техническое обеспечение.

176. Общее руководство ремонтом зданий и сооружений тепловых электростанций и координацию действий всех организаций - исполнителей ремонта, принимающих участие в ремонте, осуществляет лицо, специально назначенное для этого субъектом электроэнергетики.

В отдельных случаях общий руководитель ремонта может быть назначен от организации - исполнителей ремонта, что оформляется совместным приказом субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.

177. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций комиссия, состав которой определяется субъектом электроэнергетики или его обособленным подразделением, производит проверку готовности электростанции к капитальному ремонт здания, сооружения с составлением соответствующего акта по форме согласно приложению N 38 к настоящим Правилам.

По зданиям и сооружениям, капитальный ремонт которых связан с ограничением мощности электростанции, акт готовности утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики, по другим объектам капитального ремонта - лицом, назначенным субъектом электроэнергетики.

При установлении комиссией неготовности подразделения к ремонту здания или сооружения вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решается субъектом электроэнергетики.

178. До начала ремонтных работ все члены производственных бригад должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.

179. В целях проведения ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций субъект электроэнергетики:

обеспечивает готовность зданий и сооружений к ремонту;

обеспечивает подготовку разрешений на производство работ в зоне воздушных линий электропередачи и связи, проезжей части городских дорог, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных коммуникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремонту, закрытие уличных проездов, отвод участка для отсыпки строительного мусора.

Необходимость в оформлении упомянутых разрешений устанавливается на основании проектной документации и проектов производства работ. Выдает наряд - допуск на ремонт собственным ремонтно - строительным подразделениям, а привлекаемым подрядным организациям - акт - допуск;

обеспечивает допуск ремонтного персонала в зону ремонта;

обеспечивает, при необходимости, временный перенос линий электропередачи, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения, пересадку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ, отсоединение действующих инженерных сетей, освобождение приобъектной территории от временных строений, выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлоконструкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонтных работ;

выполняет отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта дымовых труб и градирен;

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;

в случае невозможности изолировать зону производства ремонтных работ осуществляет мероприятия по технике безопасности и охране труда в соответствии с проектом производства работ;

осуществляет в процессе ремонта строительный контроль и контроль соответствия номенклатуры, объема и стоимости выполненных работ проектной документации проекту производства работ, соответствия материалов, изделий, конструкций государственным стандартам и техническим условиям без вмешательства в хозяйственную деятельность организации - исполнителя ремонта;

производит приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями выполненных ремонтных работ с составлением актов по форме согласно приложению N 39 к настоящим Правилам;

принимает законченные ремонтом здания и сооружения.

180. Организация - исполнитель ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций:

выполняет работы по ремонту зданий и сооружений в соответствии с утвержденной проектной 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 наряд - допуска, своевременную выдачу заданий производителям работ и бригадирам, контроль выполнения производителями ремонта требований проекта ремонта, проекта производства работ, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности, правил по охране труда, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, строительный контроль за качеством применяемых материалов и выполняемых работ;

обеспечивает своевременную сдачу по акту скрываемых последующими работами или конструкциями выполненных ремонтных работ, извещает субъекта электроэнергетики о готовности сетей к присоединению, сдачу отремонтированных объектов электроэнергетики.

181. В процессе ремонта не допускаются отклонения от проектной документации, должен быть обеспечен контроль качества строительных и монтажных работ.

182. Приемка выполненных работ по текущему ремонту зданий и сооружений тепловых электростанций осуществляется персоналом субъекта электроэнергетики с участием представителей организации - исполнителя ремонта.

183. Приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта осуществляется комиссией по приемке, назначаемой субъектом электроэнергетики, при участии ответственных представителей организации - исполнителя ремонта.

184. Комиссия по приемке производит контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного здания или сооружения тепловых электростанций и качество выполненных ремонтных работ.

При приемке зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта комиссии по приемке предъявляется проектная документация, исполнительные чертежи, ведомость дефектов и объемов работ, журналы производства работ, акты скрытых работ, акты выполненных работ.

При сдаче зданий и сооружений тепловых электростанций из текущего ремонта должна быть представлена документация в соответствии с приложениями N 36, N 37, N 40 к настоящим Правилам.

185. Результаты приемки из ремонта зданий и сооружений тепловых электростанций оформляются актом по форме согласно приложению N 40 к настоящим Правилам.

186. Приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта разрешается только после выполнения всех работ, предусмотренных проектом или сметами на ремонт зданий и сооружений в целом или его очередей.

187. Запрещается приемка зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта с недоделками.

188. Оценка качества ремонтных работ должна производиться субъектом электроэнергетики в процессе производства ремонтных работ и при приемке здания или сооружения из ремонта в порядке, аналогичном оценке качества строительных работ.

189. При оценке качества выполнения ремонтных работ зданий и сооружений тепловых электростанций следует руководствоваться утвержденной проектной документацией и строительными нормами и правилами по соответствующим видам работ.

190. Техническая документация по выполненным работам и акты приемки отремонтированных зданий и сооружений тепловых электростанций из капитального ремонта должны храниться у субъекта электроэнергетики.

191. Сведения о выполненном капитальном ремонте должны быть занесены в паспорт производственного здания или сооружения.

Сведения о текущем ремонте должны быть занесены в технический журнал эксплуатации зданий, сооружений по форме согласно приложению N 41 к настоящим Правилам.

192.  Организация технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта гидротехнических сооружений тепловых электростанций осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 289-359 настоящих Правил.

IV. Требования к организации планирования, подготовки, производства технического обслуживания, ремонта и приемки из ремонта оборудования гидроэлектростанций

193. Техническое обслуживание находящегося в эксплуатации оборудования гидроэлектростанций (далее - ГЭС), включающего гидроагрегаты и вспомогательное оборудование, предусматривает выполнение комплекса операций по поддержанию его работоспособного или исправного состояния, которые предусмотрены в эксплуатационной и ремонтной документации.

Работы и операции по техническому обслуживанию проводятся на действующем или находящемся в резерве оборудовании.

Техническое обслуживание электротехнического оборудования ГЭС выполняется в соответствие с требованиями главы VI настоящих Правил.

194. В состав работ по техническому обслуживанию гидроагрегатов включаются следующие мероприятия:

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

контроль технического состояния оборудования с применением стационарных и переносных средств контроля или диагностирования, включая контроль температурного режима, вибрации, герметичности, а так же визуальный и измерительный контроль оборудования;

протирка смотровых стекол, чистку масляных, воздушных и водяных фильтров и отстойников;

осмотр и проверка подшипников, механизмов управления, приводов запорной и регулирующей арматуры, подтяжку сальников;

очистка смазочных жидкостей с помощью внешних очистительных устройств или замена смазочного материала;

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

наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения технологических трубопроводов;

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

устранение отдельных дефектов, выявленных в результате контроля технического состояния, проверка (испытания) на исправность (работоспособность);

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

обдувка поверхностей, устранение следов пыли, протечек воды, масла;

обновление диспетчерских наименований, технологических надписей;

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

195. На каждой ГЭС:

устанавливаются состав работ по техническому обслуживанию и периодичность (график) их выполнения для каждого вида оборудования и технологических систем в соответствии с документацией по организации их эксплуатации и технического обслуживания с учетом требований организаций - изготовителя оборудования;

назначаются ответственные лица за организацию и выполнение технического обслуживания из персонала ГЭС;

ведутся журналы технического обслуживания (на материальном носителе или в электронной форме) по видам оборудования, в которые вносятся сведения о выполненных работах, сроках их выполнения и исполнителях.

196. Перечень мероприятий по техническому обслуживанию оборудования гидроагрегатов, технических систем и вспомогательного оборудования приведен в приложении N 42 к настоящим Правилам.

197. Если на объекте электроэнергетики локальным нормативным актом не установлен вид организации ремонта по техническому состоянию, то применяется планово-предупредительный вид организации ремонта.

198. Планово - предупредительный ремонт предусматривает вывод в ремонт оборудования в соответствии с требованиями настоящих Правил и ремонтной документацией.

199. Планово - предупредительный ремонт оборудования ГЭС в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на следующие виды: капитальный и текущий.

200. Вид ремонта вспомогательного оборудования может отличаться от вида ремонта основного оборудования.

На ГЭС должна быть определена номенклатура вспомогательного оборудования с указанием места его установки, ремонт которого производится:

а) в сроки, определяемые сроками ремонта основного оборудования;

б) в процессе эксплуатации основного оборудования;

в) при нахождении в резерве основного оборудования.

При выполнении ремонтных работ вспомогательного оборудования в случаях, указанных в подпунктах "б", "в" настоящего пункта, обеспечиваются условия выполнений диспетчерских графиков электрической нагрузки и аварийной готовности к включению соответственно.

201. Порядок планирования, периодичность и продолжительность ремонта устанавливаются субъектом электроэнергетики в соответствии с требованиями настоящих Правил.

202. Сроки проведения плановых ремонтов совмещаются со сроками проведения работ по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации оборудования ГЭС.

203. Номенклатура и объем работ капитального и текущего ремонта гидроагрегатов, а также номенклатура и объем капитального и текущего ремонта вспомогательного оборудования ГЭС и разрабатываются и утверждаются субъектом электроэнергетики самостоятельно.

204. Вне зависимости от применяемого вида организации ремонта субъекты электроэнергетики планируют ремонты гидроагрегатов и вспомогательного оборудования ГЭС с учетом необходимости выполнения следующих критериев:

обеспечение минимально возможного суммарного годового ремонтного периода;

обеспечение планирования ремонтов в части объемов ремонтного снижения мощности, состава и параметров оборудования с учетом особенностей различных погодных периодов года и периода паводка;

обеспечение минимально возможного суммарного годового ремонтного снижения мощности, обусловленного ремонтами вспомогательного оборудования и сооружений, в том числе минимизации времени нахождения оборудования в вынужденном простое, путем совмещения проведения указанных ремонтов по времени с ремонтами гидроагрегатов;

205. Планирование ремонта оборудования при выборе планово - предупредительного вида организации ремонта включает в себя разработку:

перспективных планов ремонта гидроагрегатов;

годовых и месячных планов-графиков ремонта гидроагрегатов;

годовых и месячных планов ремонта вспомогательного оборудования.

206. Перспективный план ремонта гидроагрегатов разрабатывается на 5 лет и утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. Форма перспективного плана ремонта гидроагрегатов приведена в приложении N 43 к настоящим Правилам.

Перспективный план ремонта гидроагрегатов формируется на основе:

прогнозируемой средней наработки в часах по каждому году перспективного плана;

нормативного межремонтного ресурса между капитальными ремонтами для конкретных типов гидроагрегата, указанного в нормах периодичности и продолжительности плановых ремонтов гидроагрегатов, указанных в приложении N 45 к настоящим Правилам;

календарной продолжительности ремонтного цикла гидроагрегата, соответствующей интервалу времени в годах от момента окончания предшествующего капитального ремонта до момента выхода в последующий капитальный ремонт.

207. Прогнозируемая средняя наработка гидроагрегата по каждому году перспективного плана определяется на основе планируемых субъектом электроэнергетики на пятилетний период величин выработки электрической энергии.

В случае отсутствия величин планируемой выработки энергии на момент формирования перспективного плана ремонта гидроагрегата величина прогнозируемой средней наработки принимается равной средней наработке гидроагрегата за один полный календарный год в пятилетний период, предшествующий моменту формирования перспективного плана.

208. Календарная продолжительность ремонтного цикла определяется нормативным межремонтным ресурсом между капитальными ремонтами и наработкой гидроагрегата в каждом году ремонтного цикла.

При определении календарной продолжительности ремонтного цикла учитываются следующие условия:

а) капитальный ремонт гидроагрегата производится в сроки, соответствующие срокам исчерпания нормативного межремонтного ресурса;

б) при наличии условий, установленных локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики, допускается увеличение ресурса сверх нормативного на величину не более половины средней годовой наработки гидроагрегата;

в) в случаях, когда при среднегодовых наработках гидроагрегата менее 4600 часов рассчитанная календарная продолжительность ремонтного цикла превышает 7 лет, субъект электроэнергетики по истечении 8 лет с даты окончания последнего капитального ремонта принимает документально оформленное и согласованное с экспертной организацией, аккредитованной в соответствии с законодательством Российской Федерации, одно из следующих решений:

о дальнейшей эксплуатации и сохранении принятой структуры и продолжительности ремонтного цикла;

о дальнейшей эксплуатации и изменении ранее принятой структуры и продолжительности ремонтного цикла;

о прекращении дальнейшей эксплуатации и проведении капитального ремонта.

209. Перспективный план ремонта ежегодно перерабатывается с увеличением периода планирования на один год и корректировкой и уточнением ранее утвержденных показателей плана, в том числе производится уточнение календарной продолжительности ремонтного цикла с учетом фактического числа часов работы оборудования за истекший год планируемого периода и результатов контроля технического состояния оборудования.

210. Годовой план-график ремонта гидроагрегатов разрабатывается на ближайший планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом с учетом:

фактического технического состояния;

результатов выполнения программы технического перевооружения и реконструкции;

фактической наработки от последнего капитального ремонта.

Годовой план-график ремонта гидроагрегатов разрабатывается субъектами электроэнергетики по форме согласно приложению N 46 к настоящим Правилам.

В годовом плане-графике ремонта гидроагрегатов указываются основные объемы и номенклатура сверхтиповых работ, а в случае совмещения работ по ремонту и техническому перевооружению указываются также основные объемы работ по техническому перевооружению.

211. В случаях, когда годовым планом-графиком ремонта гидроагрегатов предусматривается выполнение в плановый ремонт (капитальный или текущий) сверхтиповых объемов ремонтных работ, требующих увеличения продолжительности ремонта свыше нормативной, решение о продолжительности ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

В случаях, когда по результатам испытаний, диагностики, контроля и других проведенных исследований по определению фактического технического состояния гидроагрегата выявлена необходимость проведения капитального ремонта гидроагрегата с межремонтным ресурсом меньше нормативного межремонтного ресурса, решение о включении в годовой план-график следующего года этого ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. При этом исчисление нормативного межремонтного ресурса начинается с момента окончания капитального ремонта.

212. При разработке годовых планов - графиков ремонта гидроагрегатов следует учитывать следующие особенности:

первый капитальный ремонт гидроагрегатов после монтажа планируется в сроки согласно требованиям организаций - изготовителей оборудования, при этом сроки вывода в ремонт могут быть изменены в зависимости от фактического технического состояния оборудования, контролируемого в процессе эксплуатации;

второй и последующие капитальные ремонты гидроагрегатов после монтажа планируется на период, определяемый структурой ремонтных циклов, установленных в настоящих Правилах, если иное не установлено требованиями организаций - изготовителей оборудования;

периодичность капитальных ремонтов гидроагрегатов, эксплуатируемых на не проектных для гидроагрегатов напорах, определяется в зависимости от технического состояния оборудования, по согласованию с организациями - изготовителями оборудования;

ремонт вспомогательного оборудования, связанного со снижением рабочей мощности ГЭС, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.

213. Разработка и согласование планов ремонта гидроагрегатов с субъектом оперативно-диспетчерского управления производится в следующем порядке:

перспективный план ремонта с укрупненным объемом работ разрабатывается субъектом электроэнергетики и утверждается им за 10 месяцев до начала планируемого периода (но не позднее 1 марта года, предшествующего планируемому);

предложения по годовым и месячным планам-графикам ремонта гидроагрегатов разрабатываются субъектом электроэнергетики и представляются субъекту оперативно-диспетчерского управления в порядке и в сроки, установленные Правилами вывода в ремонт.

При необходимости корректировка годового плана - графика ремонта гидроагрегатов (увеличение (уменьшение) продолжительности ремонта, изменение сроков вывода и окончания ремонта без изменения продолжительности ремонта, исключение ремонта) производится на этапе месячного планирования с предоставлением субъектом электроэнергетики причин изменения сроков ремонтов или их невыполнении (исключении из плана-графика) с учетом необходимости выполнения дополнительных объемов ремонтных работ, выявленных в процессе дефектации оборудования, или исключения объемов ремонтных работ с учетом текущего техническом состоянии оборудования с предоставлением обосновывающих документов.

Все изменения по годовым и месячным планам - графикам ремонта гидроагрегатов доводятся до лиц и организаций, привлекаемых к ремонту.

214. Годовые (месячные) планы ремонта вспомогательного оборудования разрабатываются с учетом годовых (месячных) планов - графиков ремонта гидроагрегатов и утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

215. Состав организационно - технических мероприятий по подготовке к ремонту и сроки их выполнения устанавливаются в планах подготовки к ремонту гидроагрегатов.

216. Субъекты электроэнергетики разрабатывают:

перспективный план подготовки к ремонту гидроагрегатов на пятилетний период, совпадающий с периодом реализации перспективного плана ремонта гидроагрегата. В случаях, когда структура гидроагрегатов в планируемый период не изменяется или их количество уменьшается в связи с выводом из эксплуатации, а также при организации ремонта по техническому состоянию решение о разработке перспективного плана подготовки к ремонту оборудования ГЭС принимается по усмотрению субъекта электроэнергетики;

годовой план подготовки к ремонту оборудования ГЭС, разрабатываемый в целях реализации годового плана - графика ремонта субъектом электроэнергетики;

план подготовки к ремонту, разрабатываемый после согласования и утверждения ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.

Субъект электроэнергетики вправе не разрабатывать отдельный план подготовки к ремонту, а включить его в виде раздела в годовой план подготовки к ремонту по ГЭС.

Сформированный план подготовки к ремонту утверждает технический руководитель субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Рекомендуемый перечень организационно - технических мероприятий, включаемых в перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегата, и планы подготовки к ремонту гидроагрегатов приведен в приложении N 48 к настоящим Правилам.

217. К моменту завершения разработки годового плана - графика ремонта подготавливаются и уточняются ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегатов по форме согласно приложению N 49 к настоящим Правилам.

218. При составлении ведомостей планируемых работ по ремонту гидроагрегата и вспомогательного оборудования учитываются:

номенклатура, объем и периодичность ремонтов;

нормы и нормативы на выполнение плановых ремонтов гидроагрегатов;

требования ремонтной документации;

требования предписаний органов государственного надзора;

данные отчетных документов предыдущих капитальных ремонтов;

данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причинах ремонта, повторяемости дефектов, показателях надежности аналогичного оборудования;

данные доремонтных испытаний гидроагрегатов;

результаты мониторинга и оценки фактического технического состояния оборудования;

выполнение мероприятий из актов расследования причин аварий, карт отказов в работе.

219. Ведомость планируемых работ по ремонту утверждается не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Изменения в ведомости планируемых работ по ремонту вносятся по результатам:

доремонтных испытаний гидроагрегата с оформлением соответствующих ведомостей основных показателей технического состояния гидротурбины и гидрогенератора, формы согласно приложениям N 50 и N 51 к настоящим Правилам;

дефектации оборудования.

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 согласно приложениям N 52 и N 53 к настоящим Правилам.

Все изменения объема ремонта согласуются с организациями - исполнителями ремонта и утверждены техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

220. Документация, необходимая для ремонта организации - исполнителю ремонта, предоставляется субъектом электроэнергетики и включает в себя:

конструкторскую и технологическую документацию на сложные специализированные работы, модернизацию оборудования, выполнение которых требует разработки организацией - исполнителем ремонта технологии и специальной оснастки для производства этих работ;

утвержденную ведомость планируемых работ по ремонту, включая объем работ по контролю и обследованию металла, конструкторскую и технологическую документацию на все предусматриваемые при ремонте конструктивные изменения узлов и систем оборудования, не требующие специальной подготовки и оснастки для их выполнения;

проектную документацию и иные документы, необходимые для осуществления ремонта, определяющие: план размещения узлов и крупных деталей ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей и другую документацию по согласованию сторон;

документы о ранее выполненных ремонтах оборудования, данные о его техническом состоянии и данные об отказах оборудования в процессе эксплуатации;

данные по результатам доремонтных испытаний оборудования.

221. Не позднее, чем за 20 дней до начала ремонта:

субъект электроэнергетики, организации - исполнители ремонта проводят проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту;

каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте:

а) определяет состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ;

б) назначает руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с номенклатурой и объемом работ, принятым по договору;

в) назначает лиц, ответственных за охрану труда и материально-техническое обеспечение;

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

222. Общее руководство ремонтом и координацию действий всех организаций - исполнителей ремонта осуществляет лицо, назначенное субъектом электроэнергетики (общий руководитель ремонта).

Совестным решением субъекта электроэнергетики и организаций - исполнителей ремонта может быть определен общий руководитель ремонта конкретного гидроагрегата, являющийся представителем одной из организаций - исполнителей ремонта.

Организация работ и назначение работников, ответственных за безопасное ведение работ, производится в соответствии с установленным порядком, определяемым правилами охраны труда.

223. Не позднее, чем за 10 дней до начала ремонта комиссия, состав которой определяется субъектом электроэнергетики, производит проверку готовности гидроэлектростанции к капитальному ремонту гидроагрегата с составлением акта по форме согласно приложению N 54 к настоящим Правилам.

224. В случае принятия комиссией решения о неготовности ГЭС к ремонту срок начала ремонта, его продолжительность и объем ремонтных работ определяется субъектом электроэнергетики в порядке, установленном пунктом 219 настоящих Правил.

225. До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.

226. Началом ремонта гидроагрегатов считается время отключения гидрогенератора (трансформатора) от электрической сети.

227. При выводе гидроагрегата в ремонт из резерва началом ремонта считается время, указанное субъектом оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике в разрешении на вывод оборудования в ремонт, выданном на основании заявки субъекта электроэнергетики.

228. Началом ремонта вспомогательного оборудования, ремонтируемого отдельно от гидроагрегатов, считается время вывода в ремонт, установленное начальником смены ГЭС.

229. Вывод в ремонт гидроагрегата производится в соответствии с месячным планом - графиком ремонта с разрешения субъекта оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или ГЭС. Указанная программа предусматривает:

проведение на работающем гидроагрегате эксплуатационных испытаний по специальной программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний на ГЭС. Испытания проводятся не ранее чем за месяц и не позднее, чем за 5 дней до вывода в ремонт. Результаты испытаний заносят в ведомости основных параметров технического состояния гидроагрегата;

уборку гидроагрегата снаружи (площадки обслуживания, наружная поверхность оборудования, трубопроводов) от пыли, мусора, удаление с рабочих мест постороннего оборудования, материалов; уборка выполняется не позднее, чем за 2 дня до останова.

230. После останова оборудования в ремонт персонал ГЭС:

производит все отключения, обеспечивающие безопасные условия производства работ в соответствии с требованиями охраны труда и федеральными нормами и правилами в сфере промышленной безопасности. Отключения производятся согласно программе, графику, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. При выполнении операций по отключению персонал ГЭС обеспечивает возможность начала ремонтных работ на узлах и системах гидроагрегата в сроки, предусмотренные графиком выполнения ремонтных работ;

выдает общий наряд-допуск (наряд-допуск) на ремонт оборудования и обеспечивает функционирование системы допуска производственного персонала организации - исполнителя ремонта на рабочие места в течение всего срока выполнения ремонтных работ в соответствии с требованиями охраны труда и федеральными нормами и правилами в сфере промышленной безопасности;

устанавливает режим работы подразделений обеспечения (центральных ремонтных мастерских, компрессорных, газогенераторных и кислородных станций, складов, лабораторий), а также грузоподъемных и транспортных средств в соответствии с графиком ремонта.

231. Ответственные лица субъекта электроэнергетики, назначенные в соответствии с пунктом 221 настоящих Правил:

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

осуществляют организацию контроля персоналом ГЭС за ходом ремонта и проверок качества выполнения ремонтных работ, не вмешиваясь в деятельность организаций - исполнителей ремонта.

участвуют в дефектации оборудования и его основных узлов;

определяют по результатам дефектации необходимость выполнения запланированных и дополнительных объемов ремонтных работ. При этом составляется ведомость дополнительных работ по ремонту по форме согласно приложению N 52 к настоящим Правилам и протокол исключения работ по форме согласно приложению N 53 к настоящим Правилам;

оформляют совместно с организациями - исполнителями ремонта акт дефектации оборудования установки по форме согласно приложению N 55;

решают вопросы, связанные с возникшей необходимостью замены некоторых материалов для ремонта, и составляют акт об использовании для ремонта гидроагрегатов материалов-заменителей по форме согласно приложению N 56 к настоящим Правилам;

по завершении ремонта составляют ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегатов по форме согласно приложению N 57 к настоящим Правилам;

принимают предъявляемые к сдаче отремонтированные узлы и отремонтированное оборудование в целом и контролируют его опробование.

Опробование (испытание) отдельных видов оборудования, систем и механизмов в процессе ремонта до предъявления комиссии по приемке проводится персоналом ГЭС в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации, правилами охраны труда, правилами пожарной безопасности при обязательном участии организации - исполнителя ремонта (в случае ее привлечения).

По результатам опробования (испытаний) оборудования составляются отчетные документы, перечень которых устанавливается субъектом электроэнергетики и направляется организации - исполнителю ремонта.

232. Субъект электроэнергетики вмешивается в производство работ, выполняемых организацией - исполнителем ремонта, если последняя:

своими действиями вызвала угрозу нарушения нормальной эксплуатации действующего оборудования, нарушает правила по охране труда, правила технической и пожарной безопасности;

выполняет работы с нарушением согласованного графика выполнения ремонтных (окончание их в срок оказывается под угрозой);

допустила и не устранила дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами, не произвела приемку скрытых работ с участием ответственных представителей субъекта электроэнергетики;

не выполняет требования ремонтной документации.

233. Субъект электроэнергетики при проведении контроля ремонтных работ:

осуществляет входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей;

проводит оперативный контроль качества выполняемых ремонтных работ;

обеспечивает сдачу по акту скрытых работ в соответствии с ходом исполнения графика выполнения ремонтных работ;

контролирует соответствие отремонтированных составных частей и деталей требованиям ремонтной документации.

234. Субъект электроэнергетики передает организации - исполнителю ремонта необходимую для выполнения ремонтных работ штатную технологическую оснастку, специальные грузозахватные приспособления и такелаж, полученные совместно с оборудованием от его изготовителей.

235. Субъект электроэнергетики совместно с 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 документов на продление срока ремонта.

В обосновании продления срока ремонта субъект электроэнергетики указывает причины отклонения фактического объема ремонтных работ от планового.

236. Материалы на продление планового срока ремонта гидроагрегата рассматриваются субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке и в сроки в соответствии с Правилами вывода в ремонт.

237. В случаях, когда выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики совместно с организациями - исполнителями работа принимает необходимые технические решения о сроках и порядке устранения дефектов. При этом сроки выполнения мероприятий по каждому техническому решению не должны превышать 12 месяцев с момента их принятия. Превышение указанного в настоящем пункте срока допускается при условии получения согласования организации - изготовителя оборудования.

238. Субъект электроэнергетики производит приемку оборудования из капитального и текущего ремонта.

Порядок и условия приемки гидроагрегатов из типового текущего ремонта и необходимость проведения приемо - сдаточных испытаний устанавливаются субъектом электроэнергетики.

При выполнении в процессе текущего ремонта сверхтиповых ремонтных работ приемка из текущего ремонта производится в соответствии с требованиями пунктов 239-276 настоящих Правил.

239. Приемку гидроагрегатов из капитального ремонта производит комиссия по приемке, возглавляемая техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Состав комиссий по приемке определяется субъектом электроэнергетики.

Приемку из ремонта отдельных составных частей гидроагрегата и вспомогательного оборудования производят комиссии, возглавляемые руководителями подразделений субъекта электроэнергетики, в ведении которых находится ремонтируемое оборудование.

240. Комиссии по приемке производят:

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

предварительную оценку качества отремонтированных гидроагрегатов и их оборудования, а также оценку качества выполненных ремонтных работ;

оценку пожарной безопасности отремонтированного оборудования;

уточнение технического состояния оборудования по данным эксплуатации в течение подконтрольной эксплуатации, а также по данным приемо - сдаточных испытаний;

окончательную оценку качества отремонтированных энергоустановок и оценку качества выполненных ремонтных работ.

241. Приемка гидроагрегата из ремонта производится по программе, согласованной с организациями - исполнителями ремонта и утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Программа приемки содержит:

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

разработку программ приемо - сдаточных испытаний гидротурбины, гидрогенератора и вспомогательного оборудования с указанием сроков и лиц, ответственных за выполнение испытаний;

сроки проведения проверки отчетной ремонтной документации и ответственных за ее проведение;

сроки проведения опробования и приемку отдельных видов оборудования, а также ответственных за ее проведение;

особые условия приемки отдельных видов оборудования из ремонта;

другие мероприятия, связанные с проведением приемо - сдаточных испытаний.

242. Организации - исполнители ремонта предъявляют комиссии по приемке ремонтную документацию, составленную в процессе ремонта, в том числе:

ведомость выполненных работ по ремонту;

протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

формуляры, карты контроля, карты измерений, протоколы и иные документы, характеризующие (фиксирующие) техническое состояние составных частей оборудования до и после выполнения ремонтных работ и степень соответствия отремонтированных составных частей требованиям ремонтной документации;

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

протоколы опробования отдельных видов оборудования, входящего в состав гидроагрегата;

акты приемки скрытых работ;

другие документы, перечень которых устанавливается субъектом электроэнергетики и направляется организации - исполнителю ремонта.

Документация предъявляется комиссии по приемке не позднее, чем за двое суток до окончания ремонта. Перечень документации утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

243. После ремонта проводятся приемо - сдаточные испытания гидроагрегата и вспомогательного оборудования в целом для проверки качества сборки и регулировки, а также для проверки эксплуатационных показателей на соответствие установленным требованиям. Испытания проводятся по программе, составленной в соответствии с обязательными требованиями, устанавливающими порядок разработки, согласования и утверждения программы испытаний на ГЭС.

244. Приемо - сдаточные испытания гидроагрегата проводятся в два этапа: испытания при пуске и испытания под нагрузкой.

Сроки проведения приемо - сдаточных испытаний обеспечивают своевременное включение энергоустановки под нагрузку согласно графику выполнения ремонтных работ.

245. Испытания проводятся по программе, утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения и согласованной с организацией - исполнителем ремонта. В случае если при производстве испытаний возникает необходимость проведения переключений на оборудовании, являющемся объектом диспетчеризации, программа испытаний в части переключений согласуется с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Программа приемо - сдаточных испытаний содержит:

на этапе пуска - порядок проведения испытаний оборудования, продолжительность, ответственных лиц и особые указания при необходимости;

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

Программа должна соответствовать требованиям ПТЭ и инструкциям по эксплуатации оборудования.

246. По результатам контроля, испытаний и опробования оборудования, проверки и анализа документации комиссия по приемке устанавливает возможность пуска гидроагрегата.

247. Пуск и включение в электрическую сеть гидроагрегата после ремонта производится по распоряжению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения и выполняется эксплуатационным персоналом после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт.

Разрешение (распоряжение) на пуск оформляется в оперативной документации на рабочем месте начальника смены ГЭС.

248. Перед пуском руководители работ организаций, участвующих в ремонте, передают в письменном виде руководителям соответствующих подразделений ГЭС требования, содержащие особенности пуска и опробования оборудования при проведении приемо - сдаточных испытаний, но не противоречащие требованиям ПТЭ и инструкциям по эксплуатации гидроагрегата и входящего в ее состав оборудования.

Если в период пуска и опробования не учитываются требования, содержащие особенности пуска и опробования, переданные руководителю эксплуатационного подразделения ГЭС руководителями ремонтных работ, то они имеют право потребовать изменить режим пуска и опробования или потребовать произвести останов гидроагрегата.

249. Гидроагрегаты и вспомогательное оборудование ГЭС, прошедшие капитальный ремонт, подлежат приемо - сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов. Для ГЭС, работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой могут быть произведены в течение нескольких суток с суммарной наработкой 24 часа.

Капитальный ремонт оборудования гидроагрегатов считается завершенным при успешном проведении приемо-сдаточных испытаний при этом временем окончания капитального ремонта считается время включения гидрогенератора (трансформатора) в электрическую сеть.

250. Испытания под нагрузкой проводятся при номинальных параметрах, постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по нормальной эксплуатационной схеме на различных режимах с доведением нагрузки до номинальной.

Если номинальные нагрузки и параметры не могут быть достигнуты по независящим от ГЭС причинам, а оборудование не может быть проверено в режиме номинальной нагрузки, допускается в программе испытаний устанавливать другие нагрузки и параметры. Режимы приемо - сдаточных испытаний при этом устанавливаются субъектом электроэнергетики и согласуются с субъектом оперативно - диспетчерского управления в электроэнергетике и отражаются в акте приемки.

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

При возникновении в процессе приемо - сдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования (систем), при которых в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкцией по эксплуатации оборудования не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемо - сдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем ГЭС.

При этом обнаруженные дефекты устраняются организациями - исполнителями ремонта в сроки, согласованные с субъектом электроэнергетики, но не позднее срока окончания подконтрольной эксплуатации.

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

При этом приемо-сдаточные испытания оборудования проводятся в течение 48 часов с момента последней постановки оборудования под нагрузку.

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

253. Если по завершении ремонта по условиям работы ГЭС отремонтированное оборудование не вводится под нагрузку и переводится в резерв, то это оборудование принимается комиссиями по приемке по итогам технического контроля, испытаний и опробований, проведенных в процессе ремонта. Временем окончания ремонта считается время постановки в резерв или время вывода в вынужденный простой.

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

При этом субъект электроэнергетики при вводе гидроагрегата в эксплуатацию по окончании ее нахождения в резерве обеспечивает проведение приемо-сдаточных испытаний при пуске и под нагрузкой, а также проведение подконтрольной эксплуатации. После завершения подконтрольной эксплуатации устанавливаются окончательные оценки качества ремонта.

254. Приемка из ремонта составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов оформляется актами по форме согласно приложению N 58 к настоящим Правилам.

Акты, указанные в настоящем пункте, утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики, или его обособленного подразделения.

Акты, указанные в настоящем пункте, составляются на приемку из ремонта одного вида или марки оборудования, группы отдельных видов оборудования или различных составных частей основного оборудования, ремонтируемых одной ремонтной организацией, ее подразделением или подразделением ГЭС.

К актам приемки указанного оборудования прикладываются протоколы, акты и карты измерений, формуляры, справки и другие документы, составленные совместно субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта и отражающие:

ведомость дополнительных работ по ремонту;

протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата;

акта дефектации оборудования гидроагрегата;

акт об использовании для ремонта гидроагрегата материалов - заменителей;

ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегата;

перечень предписаний органов государственного надзора, циркуляров, а также информационных сообщений организаций - изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта;

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

Эти сведения указываются в документах, составленных по формам согласно приложениям N 52, N 53, NN 55-57 к настоящим Правилам, а также в иных документах в случае, если их предоставление предусмотрено соответствующим договором между субъектом электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.

255. Приемку из ремонта гидроагрегата оформляют актом по форме согласно приложению N 59 к настоящим Правилам.

256. Акты приемки из ремонта гидроагрегата и вспомогательного оборудования подписываются в течение 5 дней после окончания приемо - сдаточных испытаний.

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

258. В период подконтрольной эксплуатации должна быть завершена проверка работы оборудования на всех режимах, испытания и наладка всех систем.

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

259. При необходимости выполнения в период подконтрольной эксплуатации контроля технического состояния отремонтированных ответственных составных частей и узлов оборудования, проведения регулировки и наладки допускается останов гидроагрегата, который не влияет на оценку качества выполненных ремонтных работ.

Фактически выполненные работы и продолжительность останова гидроагрегата отражаются в акте приемки из ремонта.

Продолжительность подконтрольной эксплуатации увеличивается на величину простоя оборудования, возникшего в связи с обстоятельствами, указанными в настоящем пункте, или по другим причинам, если величина простоя оборудования превышает 5 суток.

260. По результатам подконтрольной эксплуатации оформляются ведомости основных параметров технического состояния гидротурбины и гидрогенератора. Формы ведомостей основных показателей технического состояния приведены в приложении N 50 и N 51 к настоящим Правилам.

261. При приемке оборудования из ремонта комиссия по приемке проводит оценку качества, которая включает оценку:

качества отремонтированного оборудования;

качества выполненных ремонтных работ;

уровня пожарной безопасности.

262. Оценка качества отремонтированного оборудования устанавливается на основании результатов испытаний и приемки оборудования из ремонта, характеризует техническое состояние оборудования после ремонта, его соответствие обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации.

Состав ремонтной документации, содержащей требования к отремонтированному оборудованию для каждого конкретного типа (вида) оборудования ГЭС, определяется в соответствии с требованиями пункта 19 настоящих Правил.

263. Оценки качества выполненных ремонтных работ устанавливаются по каждому из отремонтированных отдельных составных частей и систем гидроагрегата и вспомогательного оборудования.

264. Если комиссия по приемке принимает оборудование из ремонта в эксплуатацию, то ему может быть установлена одна из следующих оценок качества:

соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации;

соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением.

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

Оценка "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением" устанавливается, если часть требований ремонтной документации 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 соответствуют уровню нормативных, но дальнейшая эксплуатация в соответствии с требованиями ПТЭ возможна, и комиссия по приемке принимает решение о временной эксплуатации оборудования.

265. Оборудование, отремонтированное с оценкой "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением", допускается в эксплуатацию со сроком дальнейшего использования, определяемым комиссией по приемке, при этом субъектом электроэнергетики разрабатывается план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки его выполнения.

266. Если в период подконтрольной эксплуатации будет установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям, или дальнейшая эксплуатация невозможна, а продолжительность ремонта для устранения дефектов составляет 5 и более суток, то оборудование выводится из эксплуатации в ремонт и ему устанавливается оценка "не соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации". После проведения ремонта для устранения дефектов производится повторная приемка оборудования из ремонта, подконтрольная эксплуатация и устанавливается новая оценка качества отремонтированному оборудованию.

267. Оценка качества устанавливается по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акты приемки из ремонта.

268. Оценка качества отремонтированного гидроагрегата устанавливается по оценке качества основного оборудования с учетом оценок качества, установленных вспомогательному оборудованию, которое может ограничить мощность, экономичность и надежность гидроагрегата в целом в процессе последующей эксплуатации.

269. Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно - техническую деятельность организаций - исполнителей ремонта, участвующих в ремонте.

Качеству выполненных ремонтных работ устанавливается одна из следующих оценок:

отлично;

хорошо;

удовлетворительно;

неудовлетворительно.

270. Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается каждой организации - исполнителю ремонта в пределах выполненного ей объема ремонта по оборудованию, включенному в акты приемки согласно пунктам 238-269, 271-276 настоящих Правил при выполнении основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

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

отсутствие увеличения продолжительности ремонта по вине организации - исполнителя ремонта;

отсутствие оценок качества отремонтированного оборудования "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничением" по вине организации - исполнителя ремонта;

отсутствие остановов оборудования в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине организации - исполнителя ремонта за исключением необходимости остановов, предусмотренных в пункте 266 настоящих Правил.

К дополнительным требованиям относятся:

наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

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

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

проведение входного контроля примененных при ремонте материалов и запасных частей;

наличие полного комплекта отчетной документации по ремонту;

отсутствие нарушений правил охраны труда и правил пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.

271. 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.

272. Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается организации - исполнителю ремонта по каждому виду отремонтированного оборудования, включенному в акт приемки в соответствии с пунктом 254 настоящих Правил. На основании этих оценок исполнителю ремонта устанавливается итоговая оценка качества за весь выполненный им объем работ по установке, которая указывается в том же акте.

273. 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 трех дней после ее окончания.

Оценка качества отремонтированного гидроагрегата устанавливается по результатам подконтрольной эксплуатации.

274. В случае, необходимости, определяемой субъектом электроэнергетики по результатам подконтрольной эксплуатации изменения предварительной оценки качества, соответствующая информация доводится в течение трех рабочих дней с даты окончания подконтрольной эксплуатации до организации - исполнителя ремонта с обязательным указанием причин изменения оценки качества и приглашением представителей указанных организаций - исполнителей ремонта для принятия согласованного решения.

275. Пожарная безопасность характеризуется выполнением требований нормативных правовых актов и правил в области обеспечения пожарной безопасности, а также других нормативных и технических документов, в которых установлены нормы и требования пожарной безопасности.

Оценка соблюдения норм и требований пожарной безопасности состоит из:

оценки соответствия отремонтированного оборудования нормам и требованиям пожарной безопасности;

оценки соответствия процессов выполнения ремонтных и сварочных работ нормам и требованиям пожарной безопасности.

Соблюдение норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования определяется одной из следующих оценок:

"соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности";

"не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности".

Соблюдение норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных и сварочных работ определяется одной из следующих оценок:

"соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности";

"не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности".

Оценка "соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности" выставляется в случае соблюдения всех норм и требований пожарной безопасности отремонтированного оборудования и при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ.

Оценка "не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности" выставляется в случае невыполнения одного или нескольких мероприятий по устранению нарушений норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и отремонтированного оборудования, установленных в предписаниях органов государственного надзора.

При несоблюдении норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонта (выставлена оценка "не соответствует нормам и требованиям пожарной безопасности") отремонтированное оборудование не может быть допущено к эксплуатации.

276. Организация - исполнитель ремонта к моменту окончания подконтрольной эксплуатации представляет субъекту электроэнергетики документы на отремонтированное им оборудование, перечень которых должен быть приведен в акте приемки оборудования гидроагрегата из ремонта.

По окончании подконтрольной эксплуатации оборудования субъект электроэнергетики в 10-дневный срок оформляет отчетную документацию по произведенному ремонту.

277. Для применения вида организации ремонта по техническому состоянию гидроагрегатов субъект электроэнергетики обеспечивает выполнение требований пунктов 11, 13, 14, 15 настоящих Правил.

Форма решения о возможности применения вида организации по техническому состоянию приведена в приложении N 60 к настоящим Правилам.

278. В целях возможности применения организации ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования ГЭС субъект электроэнергетики обеспечивает выполнение пунктов 12, 13, 14, 15 настоящих Правил.

279. При организации ремонта по техническому состоянию субъект электроэнергетики обеспечивает:

диагностирование технического состояния оборудования с применением методов и технических средств, позволяющих получить достоверные результаты в объеме, достаточном для контроля и прогнозирования технического состояния и принятия решения о необходимости ремонта оборудования;

соблюдение периодичности и объема контроля технического состояния оборудования.

280. Планирование ремонта по техническому состоянию оборудования ГЭС включает в себя разработку:

перспективных планов контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов;

годовых и месячных планов-графиков контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов;

годовых и месячных планов контроля технического состояния и ремонта вспомогательного оборудования ГЭС.

281. Субъекты электроэнергетики в перспективном плане контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию планируют по годам планируемого периода:

сроки и продолжительность остановов гидроагрегатов и вспомогательного оборудования ГЭС для выполнения контроля его технического состояния;

ориентировочную продолжительность и объемы ремонтов по техническому состоянию, взаимоувязанные с планируемыми сроками выполнения контроля технического состояния и учитывающие требования пункта 5 настоящих Правил.

282. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов разрабатывается субъектом электроэнергетики на 5 лет по форме согласно приложению N 44 к настоящим Правилам.

283. Перспективный план контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию ежегодно дорабатывается с добавлением в план 1 года с корректировкой по результатам контроля технического состояния.

284. Годовой план - график контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию гидроагрегатов разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию. При этом в годовой план - график контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию гидроагрегатов могут быть внесены обоснованные изменения относительно перспективного плана с учетом результатов контроля технического состояния оборудования.

Субъекты электроэнергетики в годовом плане - графике контроля технического состояния и ремонтов гидроагрегатов по техническому состоянию устанавливают:

сроки и продолжительность остановов гидроагрегатов для выполнения контроля технического состояния на первое полугодие годового плана - графика с целью своевременного определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план - график ремонта следующего года;

сроки и объемы ремонтов по техническому состоянию, которые определены по результатам контроля технического состояния гидроагрегатов.

Годовой план - график контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов разрабатывается по форме согласно приложению N 47 к настоящим Правилам.

285. Годовой план ремонта по техническому состоянию вспомогательного оборудования ГЭС разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным планом контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов. Субъекты электроэнергетики в годовом плане контроля технического состояния и ремонтов вспомогательного оборудования по техническому состоянию устанавливают:

сроки и продолжительность остановов вспомогательного оборудования для выполнения контроля технического состояния на первое полугодие годового плана с целью своевременного определения необходимости включения ремонта по техническому состоянию в годовой план ремонта вспомогательного оборудования следующего года;

сроки и объемы ремонтов вспомогательного оборудования по техническому состоянию, которые определены по результатам контроля технического состояния.

286. Подготовка к ремонту по техническому состоянию производится в соответствии с пунктами 215-225 настоящих Правил.

287. Вывод в ремонт и производство ремонта по техническому состоянию производится в соответствии с пунктами 226-237 настоящих Правил.

288. Приемка из ремонта и оценка качества производится в соответствии с пунктами 238-276 настоящих Правил.

289. Техническое обслуживание гидротехнических сооружений ГЭС предусматривает выполнение комплекса мероприятий, направленных на поддержание исправного состояния сооружений и установленного на них механического оборудования, своевременному устранению отдельных дефектов на отдельных участках сооружений (составных частях оборудования), в том числе связанных с:

предохранением от повреждений противофильтрационных и дренажных систем и устройств, ливнеотводной сети;

предохранением поверхностей бетонных и грунтовых сооружений от повреждений, вызванных неблагоприятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и водной среды;

предохранением от повреждений механического оборудования, установленного на гидротехнических сооружениях (затворы, сороудерживающие решетки, грузоподъемное оборудование), устройств и путей для их перемещения;

обеспечением постоянной рабочей готовности насосов откачки воды из помещений подводной части гидротехнических сооружений;

выполнением мероприятий, по подготовке к эксплуатации в условиях весенне-летнего пожароопасного сезона, отопительного сезона, периодов половодий и паводков.

290. Состав работ и периодичность технического обслуживания гидротехнических сооружений определяется ЛНА субъекта электроэнергетики, и включает, в том числе следующие мероприятия:

осмотры, наблюдение за состоянием и проверка отдельных элементов с применением измерительного контроля,

своевременное выявление дефектов;

контроль герметичности, ревизия и чистка элементов конструкций и систем;

выполнение ремонтных работ без создания помех в работе электростанции;

ведение технической документации по контролю состояния гидротехнических сооружений.

291. Техническое обслуживание гидротехнических сооружений и установленного на них механического оборудования (затворы, решетки, подъемные механизмы, иное оборудование) осуществляется субъектом электроэнергетики в соответствии ПТЭ и ЛНА субъекта электроэнергетики.

Все вопросы технического обслуживания гидротехнических сооружений и их механического оборудования, включая перечень выполняемых работ, их объем и периодичность (сроки), должны быть отражены в ЛНА субъекта электроэнергетики (местной производственной инструкции).

292. При проведении технического обслуживания гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики:

устанавливает состав работ по техническому обслуживанию и периодичность их выполнения по каждому гидротехническому сооружению и установленному на нем механическому оборудованию на основании эксплуатационной и ремонтной документации;

назначает по каждому гидротехническому сооружению лиц (лицо), ответственных за его сохранность, исправное техническое состояние и безопасную эксплуатацию гидротехнического сооружения, оборудования, помещений и коммуникаций, вводит систему контроля со стороны этих лиц за устранением дефектов на закрепленных за ними гидротехнических сооружениях.

293. Своевременность проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию, а также ведение соответствующей технической документации постоянно контролируются лицом, уполномоченным субъектом электроэнергетики в качестве ответственного за состояние и безопасную эксплуатацию гидротехнических сооружений.

294. Для обеспечения оперативного учета работ по техническому обслуживанию на ГЭС ведется соответствующая техническая документация (технический журнал по эксплуатации). Форму оперативного учета устанавливает технический руководитель субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. В документацию по техническому обслуживанию вносятся сведения, отражающие техническое состояние гидротехнических сооружений, нарушения, допущенные в процессе эксплуатации, мероприятия по техническому обслуживанию.

Форма технического журнала по эксплуатации гидротехнического сооружения приведена в приложении N 61 к настоящим Правилам.

295. Своевременность проведения и выполненный объем работ по техническому обслуживанию, а также ведение технической документации контролируются работниками, ответственными за эксплуатацию и надзор за гидротехническими сооружениями, назначенными субъектом электроэнергетики или его обособленным подразделением.

296. Система ремонта гидротехнических сооружений включает совокупность организационных и технических мероприятий по установлению технического состояния гидротехнических сооружений, планомерному проведению ремонтов их конструктивных элементов и механического оборудования в определенные сроки с целью подержания исправности и эксплуатационной надежности, предупреждения их преждевременного износа и обеспечения бесперебойной и экономичной работы технологического оборудования электростанций при соблюдении требований по охране окружающей среды.

297. Задачей ремонтного обслуживания являются поддержание гидротехнических сооружений в работоспособном состоянии путем проведения плановых и неплановых ремонтных работ.

Объем плановых ремонтных работ определяется необходимостью постоянного обеспечения безопасности и поддержания исправного и работоспособного состояния сооружений.

298. Ремонты гидротехнических сооружений подразделяются на текущие и капитальные.

Текущий ремонт гидротехнических сооружений является основой нормальной эксплуатации и предусматривает выполнение работ по систематическому и своевременному предохранению и защите конструкций гидротехнических сооружений, их механического и инженерного оборудования от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, возникающих на отдельных участках сооружения, для обеспечения работоспособности ремонтируемых участков сооружений и элементов оборудования.

К капитальному ремонту гидротехнических сооружений относятся работы по восстановлению (конструктивным изменениям, замене) изношенных конструкций гидротехнических сооружений, их механического и инженерного оборудования (их элементов), повреждения которых снижают надежность и безопасность их эксплуатации или ограничивают их эксплуатационные возможности, за исключением полной смены или замены основных конструкций, срок службы которых в гидротехнических сооружениях является наибольшим, а также замену отдельных элементов строительных конструкций на аналогичные или иные, улучшающие показатели таких конструкций, и (или) восстановление указанных элементов.

299. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен производиться в соответствии с нормами Федерального закона от 21.07.1997 N 117-ФЗ "О безопасности гидротехнических сооружений" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3589; 2016, N 27, ст. 4188).

Капитальный ремонт участков, площадок гидротехнических сооружений, которые идентифицированы как опасные производственные объекты, должен производиться в соответствии с нормами Закона о промышленной безопасности.

Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен производиться с учетом норм Градостроительного кодекса Российской Федерации.

300. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений следует проводить в зависимости от их состояния без создания по возможности ограничений в работе электростанции.

301. Выполнению капитального ремонта гидротехнического сооружения предшествует составление проектной документации капитального ремонта, обосновывающей принятое техническое решение, принятый способ организации ремонтных работ, намеченные сроки ремонта, затраты.

К составлению проектной документации капитального ремонта наиболее ответственных элементов гидротехнических сооружений (дренажных и водоупорных элементов; поверхностей, подверженных воздействию высокоскоростных потоков; гасителей энергии потока в нижнем бьефе), а также работ по укреплению их основания и береговых примыканий привлекаются проектные и научные организации, обладающие соответствующей компетенцией.

Проект производства работ и график капитального ремонта утверждает технический руководитель субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

302. Для проведения капитального ремонта объектов капитального строительства подготовка отдельных разделов проектной документации осуществляется на основании задания застройщика или технического заказчика в зависимости от содержания работ, выполняемых при капитальном ремонте объектов капитального строительства.

303. В проектной документации на капитальный ремонт гидротехнических сооружений, связанный с полным или частичным выводом их из эксплуатации или с ограничениями, накладываемыми на водный режим гидроузла, приводится обоснование пропускной способности водопропускных сооружений, допустимой в период ремонта.

304. На гидротехнических сооружениях должны проводиться неплановые ремонтные работы, связанные с необходимостью немедленного устранения нарушений, представляющих опасность для людей и создающих угрозу безопасности для основных гидротехнических сооружений и технологического оборудования, и с ликвидацией последствий таких нарушений.

К таким нарушениям и процессам относятся повреждения и процессы, способные в короткий промежуток времени привести к аварии гидротехнического сооружения, в том числе:

резкое усиление фильтрационных процессов и суффозионных явлений с образованием просадочных зон и оползневых участков в основании сооружений и их береговых примыканиях;

неравномерная осадка гидротехнических сооружений (отдельных участков, блоков) и их оснований, превышающая предельно допустимые значения и создающая угрозу их устойчивости;

закупоривание (заносы, завалы) водопропускных и водосбросных сооружений, снижающее их пропускную способность;

выход из строя затворов или их подъемных механизмов и систем управления водосбросными и водопропускными устройствами;

активизация имеющихся повреждений (трещинообразование) несущих конструкций.

Субъект электроэнергетики заранее должен разработать конструктивно-технологические решения по предотвращению развития возможных опасных повреждений и аварийных ситуаций, в том числе технологические карты по соответствующим видам ремонтных работ.

305. Учет работ по ремонту по каждому гидротехническому сооружению ведется в ремонтной документации на каждое сооружение, которая должна отражать результаты всех выполненных работ и сведения об их исполнителях. Комплект такой документации является основным источником сведений, характеризующих текущее состояние гидротехнического сооружения. Эти сведения должны отражать техническое состояние сооружения на данный период времени, служить исходными данными при планировании работ по техническому обслуживанию и ремонту. Комплект документации должен храниться в течение всего периода эксплуатации сооружения до его ликвидации.

Сведения по капитальному ремонту гидротехнических сооружений заносятся в технические паспорта гидротехнических сооружений и сохраняются в комплектах ремонтной документации, формируемой после завершения ремонта и приемки сооружения из ремонта.

306. При ремонте гидротехнических сооружений обеспечиваются в объеме, предусмотренном проектом:

нормативные санитарно - бытовые условия и безопасность эксплуатационного и привлеченного персонала;

природоохранные мероприятия;

пожарная безопасность;

готовность в процессе производства работ к предотвращению и ликвидации последствий повреждений сооружений в нормальных и в чрезвычайных ситуациях.

307. Планирование ремонта гидротехнических сооружений включает разработку:

перспективных планов ремонта;

годовых планов - графиков ремонта.

При планировании ремонта субъект электроэнергетики должен обеспечить:

минимально возможный суммарный годовой ремонтный период;

минимально возможное суммарное годовое снижение мощности электростанции, состава и параметров действующего оборудования, обусловленные проводимыми ремонтами.

Планы ремонта утверждает технический руководитель субъекта электроэнергетики.

308. В случае необходимости ограничений в период ремонта режима электростанции (снижения располагаемой мощности и других) годовые и месячные планы-графики ремонтов гидротехнических сооружений должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в порядке, установленном Правилами вывода в ремонт.

309. Проведение работ по капитальному ремонту гидротехнических сооружений должно осуществляться в соответствии с перспективными планами ремонта, годовыми и месячными планами графиками ремонта. Планы ремонтов составляются на основании:

систематических осмотров, освидетельствований и обследований гидротехнических сооружений, в том числе после прохождения паводков и после отопительных сезонов;

внеочередных осмотров после стихийных бедствий или аварий (отказов);

систематического контроля состояния сооружений, включающего инструментальные наблюдения, периодические и специальные обследования и испытания;

мероприятий, устанавливаемых материалами регулярного декларирования безопасности гидротехнических сооружений;

предписаний органов государственного надзора.

310. Перспективный план ремонта гидротехнических сооружений разрабатывается на 5 и более лет и утверждается субъектом электроэнергетики. Перспективный план служит основанием для разработки проектной документации, планирования материальных и финансовых ресурсов. Форма перспективного плана ремонта гидротехнических сооружений приведена в приложении N 62 к настоящим Правилам.

311. Годовое планирование ремонта гидротехнических сооружений производится в соответствии с перспективным планом с учетом технического состояния гидротехнических сооружений. В годовой план ремонта могут быть внесены обоснованные изменения по сравнению с перспективным планом. Форма годового плана ремонта гидротехнических сооружений приведена в приложении N 63 к настоящим Правилам.

312. Разработку, согласование и утверждение перспективных планов ремонта и годовых планов-графиков ремонта гидротехнических сооружений производят в сроки, установленные субъектом электроэнергетики.

313. Объем и стоимость работ в годовом плане - графике ремонта гидротехнических сооружений субъекты электроэнергетики определяют:

по капитальному ремонту - на основании проектной документации на ремонт;

по текущему ремонту - на основании расчетных описей, составленных при проведении осмотров гидротехнических сооружений, записей в эксплуатационной документации.

314. Годовой план - график ремонта гидротехнических сооружений устанавливает вид ремонта, сроки проведения ремонта и планируемый объем работ.

К годовому плану - графику ремонта прилагаются:

ведомости планируемых работ по ремонту по каждому гидротехническому сооружению, включенному в план-график ремонта;

пояснительная записка, в которой отражается обеспеченность планируемых объемов ремонта проектной, технической и сметной документацией, материально - техническими ресурсами.

315. Ведомость планируемых работ по ремонту гидротехнических сооружений формируется на основе:

результатов мониторинга и оценки фактического технического состояния гидросооружений;

результатов производственного контроля и проведенных осмотров, освидетельствований и обследований зданий и гидротехнических сооружений для определения их фактического технического состояния;

данных из технических журналов;

отчетных документов предыдущих ремонтов;

предписаний органов государственного надзора.

316. Субъект электроэнергетики при планировании капитальных ремонтов гидротехнических сооружений учитывает следующие условия:

время проведения ремонта гидротехнического сооружения совмещается с капитальным ремонтом соответствующего оборудования;

проведение ремонта гидротехнического сооружения с большим объемом работ в несколько этапов с целью сокращения времени их вывода из работы;

выполнение всех подготовительных работ до вывода гидротехнического сооружения в ремонт.

317. В случаях, когда годовым планом - графиком капитального ремонта гидротехнического сооружения предусматривается производство ремонтных работ, требующих для своего выполнения увеличения продолжительности ремонта свыше предусмотренной перспективным планом, решение о продолжительности ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

В случаях, когда по результатам технического контроля и комплексных обследований по определению фактического технического состояния гидротехнических сооружений выявлена необходимость проведения капитального ремонта с периодичностью, менее установленной в перспективном плане, решение о включении в годовой план - график этого ремонта принимается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

318. Годовой план - график ремонта гидротехнических сооружений может быть откорректирован субъектом электроэнергетики в случае необходимости немедленного выполнения непланового ремонта, связанного с необходимостью устранения нарушений, представляющих опасность для людей и создающих угрозу безопасности для объектов гидроэлектростанции.

319. Текущий ремонт гидротехнических сооружений производится в течение всего года по годовому плану - графику, составленному субъектом электроэнергетики на основании результатов контроля технического состояния сооружений. Годовой план - график текущего ремонта утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

320. Состав организационных и технических мероприятий и сроки их выполнения и устанавливается в годовых планах подготовки к ремонту гидротехнических сооружений.

321. Субъект электроэнергетики разрабатывает годовой план подготовки к ремонтам после утверждения годового плана - графика ремонта гидротехнических сооружений. Годовой план подготовки к ремонтам утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения до конца года, предшествующего планируемому.

322. Подготовка к капитальному ремонту может быть начата в году, предшествующему планируемому по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

323. Субъект электроэнергетики и организации - исполнители ремонта осуществляют согласование комплекта технологических карт на выполнение всех видов ремонтных работ в соответствии с принятой номенклатурой и объемами.

324. Вскрытие котлована вблизи гидротехнических сооружений допускается при наличии проекта с обоснованием устойчивости, механической и фильтрационной прочности, разработанного проектными организациями.

325. При подготовке к ремонту гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики совместно с организацией - исполнителем ремонта (при ее наличии):

проводит предремонтное освидетельствование гидротехнического сооружения комиссией, состоящей из представителей субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта (если она к этому времени определена) с привлечением при необходимости научной организации, обладающей соответствующей компетенцией, по результатам которого составляет акт по форме согласно приложению N 64 к настоящим Правилам;

на основании акта освидетельствования гидротехнического сооружения и акта общего технического осмотра составляет ведомость планируемого объема ремонтно -

строительных работ по форме согласно приложению N 65 к настоящим Правилам, которую в дальнейшем уточняет после начала ремонта;

составляет график выполнения работ.

326. Субъект электроэнергетики завершает уточнение номенклатуры и объема ремонтных работ гидротехнических сооружений не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта, после чего ведомость планируемых работ по ремонту утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики. В ведомость планируемых работ по ремонту включаются требования из предписаний органов государственного надзора, если они доведены до субъекта электроэнергетики не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта (в случае, если предписание не предусматривает немедленного исполнения).

327. С учетом составленных ведомостей объемов работ по ремонту конкретных гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики формирует по каждому гидротехническому сооружению проектную документацию необходимую для выполнения ремонта или при необходимости заказывает ее разработку проектной организации.

328. При привлечении к выполнению ремонтных работ гидротехнических сооружений организации - исполнителя ремонта субъект электроэнергетики обеспечивает подготовку следующих документов:

проектной документации, необходимой для выполнения ремонта;

ведомости объема ремонтных работ;

схемы транспортных перемещений внутри цехов и на территории электростанции, схемы постов энергоносителей;

графика выполнения ремонтных работ;

графика передачи материалов, оборудования, изделий, учитывающий сроки выполнения ремонтных работ;

графика совмещения ремонтных работ и производственных процессов электростанции.

329. За 20 дней до начала ремонта гидротехнических сооружений:

субъект электроэнергетики, организации - исполнители ремонта проводят проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту;

каждая организация - исполнитель ремонта, участвующая в ремонте:

определяет состав бригад (участков) по ремонту отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений по численности, квалификации и профессиям в соответствии с графиком выполнения ремонтных работ; назначает руководителей работ по ремонту отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений в соответствии с номенклатурой и 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 гидротехнических сооружений и их механического оборудования;

субъект электроэнергетики назначает ответственных представителей для участия во входном контроле материалов, оборудования и запасных частей, дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта элементов, конструкций гидротехнических сооружений и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение.

330. Не позднее, чем за 10 дней до начала капитального ремонта гидротехнических сооружений комиссия, состав которой определяет субъект электроэнергетики, производит проверку готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работ с составлением акта по форме согласно приложению N 66 к настоящим Правилам. Акт готовности утверждает технический руководитель субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

При установлении комиссией неготовности электростанции к ремонту гидротехнического сооружения вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решает субъект электроэнергетики.

331. До начала ремонтных работ гидротехнических сооружений производственные бригады должны быть ознакомлены с объемом ремонтных работ, сроком ремонта, графиком выполнения ремонтных работ, технологическими картами на ремонт, мероприятиями по охране труда, противопожарными мероприятиями, правилами внутреннего распорядка.

332. В целях проведения ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики:

обеспечивает организации - исполнителю ремонта готовность сооружений к ремонту;

обеспечивает подготовку

разрешений на производство работ в зоне воздушных линий электропередачи и связи, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных коммуникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремонту, отвод участка для отсыпки строительного мусора; необходимость в оформлении упомянутых разрешений устанавливается на основании проектной документации и проектов производства работ;

выдает наряд-допуск на ремонт ремонтно - строительным подразделениям электростанции и акт - допуск - привлекаемым организациям - исполнителям ремонта;

обеспечивает допуск ремонтного персонала в зону ремонта;

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 правилам охраны труда, освобождение приобъектной территории от временных строений, выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлоконструкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонтных работ;

выполняет отключение работающего оборудования при производстве капитального ремонта механического оборудования гидротехнических сооружений;

в случае невозможности изолировать зону производства ремонтных работ осуществляет мероприятия по технике безопасности и охране труда в соответствии с проектом производства работ;

осуществляет в процессе ремонта строительный контроль за выполнением работ в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации и требованиями Положения о проведении строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.06.2010 N 468 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 26, ст. 3365) (далее - Положение о проведении строительного контроля), а также контроль за соответствием номенклатуры, объема и стоимости выполненных работ проектной документации, проекту производства работ, соответствием материалов, изделий, конструкций действующим стандартам и техническим условиям без вмешательства в хозяйственную деятельность организации - исполнителя ремонта; производит приемку всех скрываемых последующими работами и конструкциями выполненных ремонтных работ с составлением актов;

производит присоединение сетей после извещения о готовности сетей к присоединению;

принимает законченные ремонтом гидротехнические сооружения.

333. В целях проведения ремонта гидротехнических сооружений организация - исполнитель ремонта:

выполняет работы по ремонту гидротехнических сооружений в соответствии с утвержденной проектной 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 наряд - допуска, своевременную выдачу заданий производителям работ и бригадирам;

обеспечивает в соответствии с нормами Градостроительного кодекса Российской Федерации и требованиями Положения о проведении строительного контроля, строительный контроль за выполнением производителями ремонта требований проектной документации, проекта производства работ, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности, правил по охране труда, соблюдение технологической, производственной и трудовой дисциплины, контроль качества применяемых материалов и выполняемых работ;

обеспечивает своевременную сдачу по акту скрываемых последующими работами или конструкциями выполненных ремонтных работ, извещает организацию - исполнителя ремонта о готовности сетей к присоединению, сдачу отремонтированных гидротехнических сооружений.

334. В процессе ремонта гидротехнических сооружений не допускаются отклонения от проектной документации, а также обеспечивается контроль качества строительных и монтажных работ.

335. Применение новых материалов и технологий ремонтных работ гидротехнических сооружений допускается на отдельных участках по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

336. При техническом обслуживании и ремонте гидротехнических сооружений не допускается временное или постоянное размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и иных подъездных путей, на бермах и откосах каналов, плотин и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения без расчетного (проектного) обоснования и согласования субъекта электроэнергетики, владеющего на законном основании гидротехническим сооружением.

337. Производство в процессе ремонта взрывных работ вблизи гидротехнических сооружений допускается при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования, обоснованном в проектной документации.

338. При проведении ремонта гидротехнических сооружений не допускается:

превышение предельных временных нагрузок на перекрытия пролетов водопропускных отверстий и мостовых переходов; с этой целью на хорошо просматриваемых местах следует установить и постоянно сохранять указатели предельно допустимых значений нагрузок на перекрытия по отдельным их зонам;

размещение громоздких предметов, оборудования и инвентаря в переходах и проходах, на крановых путях с нарушением их проектных габаритных размеров.

339. Разгрузку, погрузку и складирование материалов и деталей оборудования допускается производить только на предусмотренных проектом участках.

340. В процессе ремонта гидротехнических сооружений не допускается изменять конструктивные схемы несущих железобетонных и металлических элементов сооружений без проектного обоснования.

341. Несущие конструкции сооружений при проведении ремонтных работ гидротехнических сооружений предохраняются от перегрузок. Не допускается без согласования с проектной организацией подвеска, установка и крепление на таких конструкциях, не предусмотренных проектом технологического оборудования, транспортных средств и других устройств.

342. В случаях затопления в процессе ремонта подземных помещений гидротехнических сооружений следует установить причину и устранить ее, затем произвести откачку воды, очистку полов, стен и других строительных конструкций, их просушку и проветривание помещений.

Применяемый метод откачки не должен вызывать размыв и просадку грунтов основания.

343. В подземных помещениях при выполнении ремонтных работ гидротехнических сооружений параметры воздуха (температура, относительная влажность, скорость движения, содержание кислорода и углекислого газа) должны соответствовать санитарно-гигиеническим требованиям к условиям труда на размещаемых в недрах производственных объектах, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Система вентиляции должна обеспечивать подачу количества воздуха, рассчитанного по содержанию углекислоты на наибольшее количество людей, находящихся одновременно в подземных помещениях при одновременной работе максимального количества оборудования. На всех рабочих местах должен периодически контролироваться состав воздуха.

344. Весь ремонтный персонал при допуске на каждое рабочее место должен быть ознакомлен с условиями применения защитных средств, средств связи с главными и запасными выходами и путями эвакуации из подземных помещений на поверхность. Лицо, ответственное за охрану труда, ознакомляет каждого работника с маршрутом эвакуации с соответствующей записью в журнале.

345. Субъект электроэнергетики организует учет всех лиц, находящихся в подземных помещениях и вышедших на поверхность. Порядок данного учета устанавливается ЛНА субъекта электроэнергетики.

346. При проведении ремонтных работ на затапливаемых участках гидротехнических сооружений, защищаемых от затопления основными или ремонтными затворами (заграждениями), до начала работ и допуска ремонтного персонала на эти участки необходимо убедиться, в том числе путем осмотров, включая водолазные:

в полной исправности затворов (заграждений) и связанного с их обслуживанием подъемного оборудования;

в правильности посадки на порог затворов (заграждений) и в водонепроницаемости уплотнений при работе под напором.

Если при проведении ремонтных работ будет обнаружена протечка воды через уплотнительные устройства или опорный контур затвора (заграждения), необходимо принять немедленные меры по ее устранению.

347. Общее руководство ремонтом и координацию действий всех организаций - исполнителей ремонта и персонала электростанции, принимающих участие в ремонте гидротехнических сооружений, осуществляет лицо, специально назначенное для этого субъектом электроэнергетики.

В отдельных случаях руководитель ремонта может быть назначен от ремонтной организации, что оформляется совместным приказом субъекта электроэнергетики и организации - исполнителя ремонта.

Организация работы по нарядам-допускам и назначение руководителей работ по нарядам производится в соответствии с порядком, определяемым ЛНА субъекта электроэнергетики.

348. В период проведения ремонта гидротехнических сооружений субъект электроэнергетики должен обеспечить технический контроль за состоянием гидротехнического сооружения и иных сооружений, попадающих в зону влияния ремонтных работ, по специально предназначенным для этого программам наблюдений, составляемых с привлечением научных организаций, обладающих соответствующей компетенцией.

349. Приемка гидротехнических сооружений из капитального ремонта и оценка качества выполненных работ осуществляется комиссией по приемке, назначаемой субъектом электроэнергетики, при участии ответственных представителей организации - исполнителя ремонта. Порядок проведения процедур при приемке гидротехнического сооружения из ремонта приведен в приложении N 67 к настоящим Правилам.

Приемка выполненных работ по текущему ремонту гидротехнических сооружений осуществляется персоналом субъекта электроэнергетики с участием представителей организации - исполнителя ремонта.

350. Техническое состояние отремонтированных гидротехнических сооружений должно соответствовать требованиям, установленным ремонтной документацией Оценка соответствия производится путем оформления актов приемки гидротехнических сооружений из ремонта.

351. В ходе приемки гидротехнического сооружения из ремонта (капитального, текущего) контролируют:

соответствие выполненных работ проектным решениям, требованиям безопасности гидротехнических сооружений и промышленной безопасности;

результаты испытаний строительных конструкций, технических средств и оборудования, обеспечивающих предупреждение аварий и локализацию их последствий.

352. Дефекты и несоответствия характеристик гидротехнических сооружений проектной документации, выявленные в ходе ремонта, должны быть устранены организациями - исполнителями ремонта до приемки сооружений из ремонта.

Приемка из ремонта гидротехнических сооружений с дефектами и невыполненными проектными решениями (недоделками) не допускается.

353. Приемка законченных ремонтом отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений и механического оборудования, специальных работ осуществляется комиссиями по приемке, создаваемыми субъектом электроэнергетики и организацией - исполнителем ремонта. Результатом работы комиссий по приемке являются акты приемки конкретных элементов, конструкций сооружений, оборудования, работ. Совокупность актов рабочих комиссий, охватывающих все сооружения и оборудование законченного ремонтом сооружения, является основанием для принятия комиссией по приемке решения о возможности приемки сооружения из ремонта.

354. Комиссии по приемке принимают также конструкции (элемента) гидротехнических сооружений ГЭС, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ), освидетельствование которых в дальнейшем невозможно из-за последующего возведения над ними других элементов сооружений (дренажи, противофильтрационные устройства, системы закладной контрольно-измерительной аппаратуры). Форма акта освидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ) приведена в приложении N 68 к настоящим Правилам.

355. Комиссия по приемке осуществляет контроль технической документации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта, отражающей техническое состояние отремонтированного гидротехнического сооружения и качество выполненных ремонтных работ.

Результатом работы комиссии по приемке является акт приемки гидротехнического сооружения из ремонта, составляемый по форме приложения N 69 к настоящим Правилам.

356. Сведения о выполненном капитальном ремонте заносятся в паспорт гидротехнического сооружения.

Сведения о текущем ремонте вносятся в технический журнал гидротехнического сооружения.

357. Приемка из капитального ремонта площадок, участков гидротехнических сооружений, являющихся опасными производственными объектами, производится в порядке, установленном законодательством Российской Федерации, регулирующим проведение капитального ремонта таких объектов.

358. Оценка качества ремонтных работ производится субъектом электроэнергетики в процессе производства ремонтных работ и при приемке завершенного ремонтом гидротехнического сооружения.

При оценке качества выполнения ремонтных работ следует руководствоваться утвержденной проектной документацией и строительными нормами и правилами по соответствующим видам работ.

359. Техническая документация по выполненным работам, оформленная в порядке, установленном ЛНА субъекта электроэнергетики, включая акты приемки отремонтированных гидротехнических сооружений, хранится у субъекта электроэнергетики в течение всего периода эксплуатации гидросооружений до их ликвидации.

360. Организация технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта зданий и сооружений гидроэлектростанций осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 145-192 настоящих Правил.

V. Требования к организации планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ)

361. Техническое обслуживание и ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики обеспечивается в соответствии с границами зон обслуживания по перечню обслуживаемых подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики с указанием границ обслуживания, лиц, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, который утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

362. Техническое обслуживание подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в зависимости от объемов подразделяется на следующие виды:

техническое обслуживание с непрерывным контролем;

техническое обслуживание с периодическим контролем.

363. Техническое обслуживание с непрерывным контролем (далее - ТО с НК) подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выполняется по результатам непрерывного контроля технического состояния в процессе их эксплуатации совместно с основным и вспомогательным оборудованием объектов электроэнергетики.

364. В период выполнения ТО с НК обеспечивается постоянная готовность к работе и правильное функционирование подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) путем проверки их технического состояния во время:

подготовки подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) к работе, ввода в работу и вывода из работы;

нормальных и переходных режимов работы основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики;

опробования подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) во время нормальных и переходных режимах работы основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики;

проверки технического состояния при пробных включениях после устранения дефектов.

365. Если при выполнении ТО с НК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выявлены их несоответствия нормативной и технической документации (обнаружение неисправности, дефекта, отказа или неправильного функционирования), субъект электроэнергетики выполняет операции по устранению неисправности (несоответствия) и восстановлению их работоспособности или правильного функционирования.

366. Проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в процессе ТО с НК включает в себя следующие виды работ:

осмотр во время обходов оборудования;

плановые (по графику) опробования (только для оборудования тепловых и гидравлических электростанций);

внеплановые проверки и опробования (только для оборудования тепловых и гидравлических электростанций);

выявление и устранение неисправности.

Осмотр подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выполняется во время плановых обходов или по мере необходимости (при появлении индикации о неисправности или отказе, технологической или аварийной сигнализации). График плановых обходов утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Плановые (по графику) опробования выполняются в соответствии с утвержденной инструкцией по эксплуатации подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), содержащей указания по круглосуточному их техническому обслуживанию.

Внеплановые проверки и опробования подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) проводятся в следующих случаях:

после устранения неисправности, дефекта или отказа в работе;

после замены отдельных приборов или элементов перед вводом соответствующего устройства в работу;

при наличии замечаний к правильности функционирования устройств;

при внесении изменений (корректировке или обновлении) программного обеспечения (далее - ПО), алгоритмов управления, параметров настройки;

по распоряжению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

При обнаружении неисправности, дефекта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) персонал субъекта электроэнергетики информирует об этом:

персонал структурных подразделений субъекта электроэнергетики, ответственных за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудование, работу которого обеспечивает данная подсистема АСУ ТП (средство ТАИ);

своего непосредственного руководителя и принять меры к немедленному восстановлению технического состояния в соответствии с требованиями нормативной и технической документацией.

Выявление и устранение неисправности включает следующие мероприятия:

выявление неисправности, дефекта, отказа (неисправности устройств, измерительных каналов, ПО или дефектов технологического оборудования), вызвавших нарушение в работе подсистемы АСУ ТП (средств ТАИ);

определение причин неисправности с помощью средств программно - технических комплексов (далее - ПТК) или средств ТАИ (анализ распечаток аварийных ситуаций, показаний КИП);

выявление отказов управляющих и информационных ПТК, анализ диагностических файлов и внесение корректировок в ПО;

устранение дефектов технологического оборудования, которые влияют на правильное функционирование подсистемы АСУ ТП/средств ТАИ;

устранение неисправности в измерительных каналах, электрической схеме устройства;

замену дефектной аппаратуры из состава запасных частей и принадлежностей (далее - ЗИП);

опробование и включение в работу после устранения неисправности.

367. Персонал, выполняющий ТО с НК, самостоятельно устраняет обнаруженную неисправность, при необходимости привлекая лиц, обеспечивающих ремонт АСУ ТП (ТАИ). При этом в случае выявления неисправности основного или вспомогательного оборудования его ремонт осуществляется ремонтным персоналом структурных подразделений объекта электроэнергетики, ответственным за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудования.

Проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) при пробном включении после восстановления технического состояния производится совместно с персоналом структурных подразделений объекта электроэнергетики, ответственным за эксплуатацию основного или вспомогательного оборудования.

368. Техническое обслуживание с периодическим контролем (далее - ТО с ПК) подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) для поддержания работоспособного и исправного технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) с целью обеспечения в процессе эксплуатации возможности управления, технологического контроля и защиты основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики, надежности и экономичности его работы.

ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) проводится по годовому графику, который утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения до 25 числа месяца, предшествующего году проведения работ. Годовой график ТО с ПК составляется с учетом следующих сроков и условий:

сроков и объемов технического обслуживания подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), определенных изготовителем оборудования, нормативной и технической документацией;

сроков плановых ремонтов основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики;

сроков службы и интенсивности работы подсистем АСУ ТП (средств ТАИ);

сроков проведения государственного метрологического контроля, планируемых сроков поверки СИ;

утвержденных графиков поверки и (или) калибровки средств измерений.

369. ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) проводится на работающем без изменения режимов его работы или остановленном основном и вспомогательном оборудовании объекта электроэнергетики. В состав работ по ТО с ПК включаются следующие мероприятия:

обход оборудования объекта электроэнергетики по месту и на щитах (залах) управления для визуальной проверки технического состояния;

проверка технического состояния с применением внутренних или внешних средств контроля или диагностирования при помощи переносной (встроенной аппаратуры);

проверка на исправность (работоспособность) подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), выполняемая на работающем оборудовании (при необходимости);

устранение неисправностей, дефектов выявленных по результатам обхода, проверки технического состояния и замечаниям оперативного персонала;

проверка технического состояния подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) с применением внешних средств мониторинга или диагностирования при помощи переносной (встроенной) аппаратуры.

370. Помимо состава работ ТО с ПК, предусмотренного пунктом 369 настоящих Правил, для отдельных групп подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) пунктами 371-376 настоящих Правил устанавливаются особенности ТО с ПК, которые применяются по усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. Конкретные решения по периодичности и объему ТО с ПК подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) принимаются субъектами электроэнергетики по каждой подсистеме АСУ ТП (группе средств ТАИ).

371. Особенности ТО с ПК авторегуляторов включают:

перечень основных авторегуляторов (входящих в систему автоматического управления мощности, регулирования частоты и (или) напряжения электрической сети, авторегурегуляторы впрысков, уровня в барабане и подогревателях высокого давления), подлежащих ТО с ПК, определяется на объекте электроэнергетики с учетом особенностей эксплуатации основного оборудования, технических характеристик подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения;

в объем ТО с ПК основных авторегуляторов включается полная или частичная проверка характеристик регулирующих органов, в том числе пропуски, люфты и выбеги;

ТО с ПК основных авторегуляторов теплоэлектростанции (далее - ТЭС) выполняется с периодичностью не менее одного раза в 3 месяца (но не реже одного раза каждые 2 000 часов работы энергоблока или установки). ТО с ПК остальных авторегуляторов ТЭС выполняется с периодичностью 1 раз в 4-6 месяцев (но не реже одного раза каждые 3 500 часов работы энергоблока или установки);

ТО с ПК авторегуляторов ГЭС выполняется с периодичностью не менее 1 раза в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.

372. Особенности ТО с ПК технологических защит, блокировок и сигнализации включают:

опробование технологических защит, блокировок и сигнализации (далее - ТЗиС) производится по годовому графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения, который составляется в соответствии с требованиями изготовителей оборудования и нормативной и технической документацией.

ТЗиС, все элементы, которых не могут быть продиагностированы с помощью программ ЭВМ, подлежат периодическому опробованию после простоя оборудования продолжительностью более 3 суток.

ТЗиС, все элементы, которых могут быть продиагностированы с помощью программ ЭВМ, по усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения могут не подвергаться периодическому опробованию после простоя оборудования продолжительностью более 3 суток.

ТО с ПК отдельных элементов и устройств ТЗиС (отсечные исполнительные механизмы, приборы, первичные преобразователи, указатели положения, сигнализаторы уровня) для ТЭС выполняется на остановленном основном и вспомогательном оборудовании в межремонтный период с периодичностью не менее 1 раза в 3-6 месяцев;

ТО с ПК отдельных элементов и устройств ТЗиС (отсечные исполнительные механизмы, приборы, первичные преобразователи, указатели положения, сигнализаторы уровня) для ГЭС выполняется на остановленном гидроагрегате и вспомогательном оборудовании в межремонтный период с периодичностью не менее 1 раза в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.

373. Особенности ТО с ПК схем дистанционного управления электроприводов задвижек включают:

ТО с ПК схем дистанционного управления электроприводов задвижек выполняется на остановленном основном и вспомогательном оборудовании ТЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в 6 месяцев, кроме электроприводов задвижек топливной (газомазутной) арматуры, ТО с ПК, которой выполняется 1 раз в 4 месяца.

ТО с ПК схем дистанционного управления электроприводов задвижек выполняется на остановленном гидроагрегате и вспомогательном оборудовании ГЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в год.

374. Особенности ТО с ПК КИП и других средств химического контроля и специальных измерений включают:

ТО с ПК КИП и других средств химического контроля и специальных измерений (далее - ХКиСИ) выполняется с проверкой по поверочным газовым смесям или калибровкой по буферным растворам не реже 1 раза в 3 месяца в соответствии с нормативной и технической документацией.

ТО с ПК КИП включает работы в объеме текущего ремонта без калибровки и поверки.

375. Особенности ТО с ПК вторичных КИП (кроме ХКиСИ) включают:

ТО с ПК выполняется на остановленном основной или вспомогательном оборудовании ТЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в 3-6 месяцев.

ТО с ПК выполняется на остановленном гидроагрегате или вспомогательном оборудовании ГЭС в межремонтный период с периодичностью 1 раз в год, если иная периодичность не определена изготовителем оборудования.

ТО с ПК вторичных КИП включает работы в объеме текущего ремонта без калибровки и поверки.

376. Особенности ТО с ПК программно - технических и вычислительных комплексов, а также средств отображения информации включают:

ТО с ПК программно - технических и вычислительных комплексов проводится с периодичностью 1 раз в 3 месяца. При этом выполняются следующие мероприятия:

проверку отсутствия сигнализации некорректной работы ПО и неисправности (отказов) ПТК;

проверку сроков лицензионного соглашения программного обеспечения;

внешний осмотр с целью выявления некомплектности;

проверку отсутствия внешних механических повреждений и попадания влаги;

проверку отсутствия отсоединенных или не полностью присоединенных электрических кабелей, разъемов и шнуров;

внешний осмотр линий и устройств локальной вычислительной сети (далее - ЛВС);

контроль технического состояния вентиляторов охлаждения, источников бесперебойного питания и напряжения аккумуляторных батарей.

В рамках ТО с ПК ПТК выполняется диагностика состояния аппаратных средств, проверка работы функций резервирования, контроль заполненности дискового пространства ПТК, резервное копирование базы данных ПТК.

377. Если на объекте электроэнергетики локальным нормативным актом не установлен вид организации ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию, то применяется планово - предупредительный вид организации ремонта.

378. Планово-предупредительный ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в зависимости от объемов ремонтных мероприятий подразделяется на: текущий, средний и капитальный. При необходимости выполнения капитального ремонта в заводских условиях он выполняется организациями, специализирующимися на соответствующих направлениях ремонтной деятельности. В отношении ЛЭП, оборудования трансформаторных подстанций и распределительных устройств средний и капитальный ремонт подсистем АСУ ТП не проводится.

379. Вид ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) определяется видом ремонта основного оборудования.

Сроки проведения плановых капитальных ремонтов подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) совмещаются со сроками проведения работ по техническому перевооружению и модернизации основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики.

380. По истечении установленного срока службы, окончании выпуска запасных частей изготовителем оборудования или окончании поддержки разработчиком ПО субъекты электроэнергетики разрабатывают и утверждают график перспективной замены или модернизации подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) объекта электроэнергетики.

381. Планирование текущих, средних и капитальных ремонтов, следует выполнять в соответствии с годовым графиком ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), который разрабатывается на основании требований изготовителей оборудования в отношении сроков и объемов ремонтов, а также нормативной и технической документации с учетом годового плана - графика ремонта основного и годового плана ремонта вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики. Годовой график ремонтов подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) ежегодно утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. При этом годовые графики ремонтов КИП, СИ должны быть скоординированы по срокам и объемам с графиками поверки и калибровки.

В случае переноса сроков выполнения планового ремонта основного оборудования объекта электроэнергетики в пределах текущего календарного года, возможен перенос сроков поверки и (или) калибровки СИ исходя из скорректированных сроков ремонта.

382. Подготовка к ремонту подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выполняется:

на ТЭС в соответствии с требованиями пункта 77, абзацев первого, второго, четвертого, пятого, шестого пункта 78, пунктов 79 - 84 настоящих Правил;

на ГЭС в соответствии с требованиями пунктов 218, абзацев первого, второго, четвертого, пятого, шестого пункта 219, пунктов 220 - 225 настоящих Правил.

Уточнение объема планового текущего, среднего или капитального ремонта выполняется по результатам контроля технического состояния, осуществляемого при его непрерывном и периодическом техническом обслуживании подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), а также при устранении дефектов, отказов в их работе (для средств измерений перед их поверкой или калибровкой).

383. На объекте электроэнергетики создается резервно - обменный фонд технических средств подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), обеспечивающий:

оперативную замену в течение года отказавших в процессе эксплуатации каждого типа подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), входящих в состав штатных систем контроля и управления объекта электроэнергетики (годовой эксплуатационный запас восстанавливаемых подсистем АСУ ТП (средств ТАИ));

плановую замену в течение года устройств каждого типа, отработавших свой межремонтный ресурс, для передачи их в капитальный ремонт в заводских условиях;

возможность проведения капитального и среднего ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) с установленной для них периодичностью (в соответствии с периодичностью ремонта основного оборудования);

возможность проведения аварийного ремонта;

равномерную загрузку ремонтного персонала в течение всего года.

Величина резервно - обменного фонда технических средств подсистем АСУ ТП (ТАИ) устанавливается субъектом электроэнергетики и должна составлять не менее 10% от всего объема оснащения основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики, предусмотренного проектной и технологической документацией

В случае применения однотипных программно - технических средств АСУ ТП (ТАИ) на обособленных подразделениях субъекта электроэнергетики, допускается создавать обменный фонд в целом по субъекту электроэнергетики.

384. Вывод в ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) выполняется совместно с основным или вспомогательным оборудованием объекта электроэнергетики.

Текущий ремонт подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) производится по месту установки, а средний и капитальный - в лабораторных или заводских условиях. При обслуживании программного обеспечения ремонтируемых средств АСУ ТП (средств ТАИ) проводятся мероприятия по его резервированию, обновлению или восстановлению из резервной копии.

385. Номенклатура работ типовых текущих, средних и капитальных, ремонтов подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) приведены в приложении N 70 к настоящим Правилам.

386. Приемка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из капитального и среднего ремонта проводится отдельно по каждой функциональной группе устройств подсистем АСУ ТП (средств ТАИ): технологических защит, блокировок и сигнализации, автоматического регулирования, дистанционного управления, технологического контроля и (или) КИП, ХКиСИ, информационных и (или) управляющих и вычислительных программно - -технических комплексов.

Приемка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из капитального и среднего ремонта выполняется

на ТЭС в соответствии с требованиями пунктов 94-110, 113-115, 117-132 настоящих Правил;

на ГЭС в соответствии с требованиями пунктов 238-276 настоящих Правил;

на ЛЭП, оборудовании трансформаторных подстанций и распределительных устройствах в соответствии с требованиями пунктов 400-405 настоящих Правил.

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

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

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

388. Основными критериями оценки качества отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и выполненных ремонтных работ являются:

а) соответствие технического состояния ПТК (при наличии), приборов, аппаратуры управления, сигнализации и защит, внутренней и внешней коммутации, кабельных связей и трубных проводок требованиям ремонтной документации;

б) результаты проведения следующих мероприятий:

включение в работу измерительных приборов, проверка целостности измерительных линий, исправности датчиков, проверка работы кинематики регистрирующих и контактных устройств, правильности выставления уставок технологических защит и сигнализации;

проверка работы схем управления электроприводами запорных и регулирующих органов, а также точности установки конечных выключателей, работы сигнализации положения запорных органов и указателей положения регулирующих органов, работы электроприводов по командам из цепей технологических защит и блокировок;

проверка работы технологических защит путем имитации срабатывания датчиков с воздействием через выходные реле схем защит на исполнительные устройства;

получение положительных заключений по результатам испытаний, выполненных по специальным программам (при необходимости);

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

г) исправность дверей и замков сборок, панелей и пультов;

д) наличие протоколов наладки, проверки, испытаний (опробования) аппаратуры и бирок на ней;

е) заполнение карт настроек авторегуляторов, паспортов КИП или документов, заменяющих данные паспорта;

ж) наличие номеров, маркировок и надписей о назначении на панелях, пультах, соединительных коробках, сборных кабельных ящиках, первичных измерительных преобразователях, импульсных линиях, запорной арматуре, коммутационных аппаратах, кабелях, штепсельных разъемах;

з) наличие отметок о внесении изменений в эксплуатационную документацию, если такие изменения вносились в ходе ремонта;

и) включение в работу в полном объеме всех подсистем АСУ ТП (средств ТАИ).

389. Оценки качества отремонтированных подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) и выполненных ремонтных работ среднего или капитального ремонта устанавливаются комиссией по приемке, состав которой утверждается субъектом электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Качеству выполненных ремонтных работ устанавливается одна из следующих оценок:

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, но менее 72 часов;

неудовлетворительно - если устранение обнаруженных недостатков требует более 72 часов.

390. Результаты проведения среднего или капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) оформляется в отчетной документации, перечень которой приведен в приложении N 71 настоящих Правил.

391. Приемка из среднего или капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) оформляется актом по форме согласно приложению N 72 к настоящим Правилам.

Порядок приемки подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) из текущего ремонта устанавливается субъектом электроэнергетики самостоятельно.

392. Проведение текущего ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию выполняется по результатам его контроля при непрерывном и периодическом техническом обслуживании, а для СИ - также перед их поверкой или калибровкой.

393. Проведение субъектом электроэнергетики среднего или капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) по техническому состоянию выполняется при наличии следующих условий:

разработан и утвержден локальный нормативный акт, устанавливающий периодичность, методы, объемы и технические средства контроля за техническим состоянием подсистем АСУ ТП (средств ТАИ);

внедрена система контроля за техническим состоянием подсистем АСУ ТП (средств ТАИ) в соответствии с указанным в абзаце 2 настоящего пункта локальным нормативным актом;

подсистемы АСУ ТП (средства ТАИ) эксплуатируются до истечения проектного срока службы;

соблюдаются сроки и объемы проведения технического обслуживания с непрерывным и периодическим контролем;

соблюдаются сроки поверки и калибровки СИ;

оснащенность всех элементов подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), современными средствами мониторинга и диагностики технического состояния, а именно: применение экранированных кабельных связях в измерительных каналах; первичных преобразователей с нормированным выходом 4-20 мА; микропроцессорных модулей и ПТК с резервированием основных функций, контроля исправности схем электропитания и датчиков положения исполнительных механизмов;

наличие схем бесперебойного электропитания подсистем АСУ ТП (средств ТАИ), обеспечивающих безударное переключение на резервный источник электропитания при неисправности основного источника.

VI. Требования к организации планирования, подготовки, производства ремонта ЛЭП и оборудования ПС

394. Периодичность работ по ремонту ЛЭП и оборудования ПС устанавливается субъектами электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом технического состояния, определяемого по результатам обходов, осмотров и испытаний, проводимых в соответствии с ЛНА субъекта электроэнергетики, а также климатических и метеорологических условий эксплуатации ЛЭП и оборудования ПС.

395. Планирование ремонта ЛЭП и оборудования ПС включает в себя разработку:

а) перспективных планов ремонта, разрабатываемых на 5 лет;

б) годовых и месячных планов - графиков ремонта и технического обслуживания.

396. Перспективный план ремонта ЛЭП и оборудования ПС корректируется с учетом технического состояния ЛЭП и оборудования ПС и изменения условий их эксплуатации.

397. Планы - графики ремонта ЛЭП и оборудования ПС разрабатываются и утверждаются субъектами электроэнергетики с учетом требований Правил вывода в ремонт.

398. Работы по ремонту ЛЭП и оборудования ПС производятся по технологическим картам, а так же проектам производства работ.

Технологические карты, утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения и содержат:

состав и последовательность операций при выполнении ремонтных работ;

условия проведения работ и меры безопасности;

контролируемые параметры;

требования к составу и квалификации исполнителей;

нормы трудозатрат при выполнении ремонтных работ;

номенклатуру инструментов, приспособлений, приборов, механизмов и испытательных установок, защитных средств и спецодежды;

материалы и запасные части, применяемые при выполнении ремонтных работ.

Проект производства работ утверждается техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения и определяет технологию, организацию работ, порядок обеспечения ресурсами, меры безопасности при выполнении работ.

399. В случаях, когда дефекты, выявленные персоналом субъекта электроэнергетики и (или) организации - исполнителя ремонта в рамках выполнения мероприятий, указанных в пункте 394 настоящих Правил, не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями нормативной, технической и технологической документации, субъект электроэнергетики принимает решения о сроках, порядке их устранении и проведении мероприятий по контролю технического состояния до завершения устранения всех выявленных дефектов.

400. Приемка ЛЭП из капитального ремонта и приемка оборудования ПС из капитального и среднего ремонта производится комиссией по приемке, порядок формирования и утверждения которой определяется локальным нормативным актом субъекта электроэнергетики. Приемка из текущего ремонта ЛЭП и оборудования ПС осуществляется в порядке, установленном субъектом электроэнергетики.

Временем окончания капитального ремонта ЛЭП и капитального (среднего) оборудования ПС является момент включения в электрическую сеть, если при включении не произошло отказа; при ремонте без снятия напряжения - момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.

401. Комиссии по приемке представляется следующая документация, характеризующая состояние ЛЭП и оборудования ПС до ремонта, объем и качество выполненных ремонтных работ, и качество отремонтированного ЛЭП и оборудования ПС:

ведомости планируемых работ, в том числе неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при ремонте;

акт выполненных работ;

протоколы технических решений и перечень мероприятий по контролю технического состояния ЛЭП и оборудования ПС по выявленным, но не устраненным дефектам при их наличии;

протоколы испытаний, карты измерений, ведомости основных параметров технического состояния ЛЭП и оборудования ПС до и после ремонта;

сертификаты на использованные в процессе ремонта материалы, запчасти;

акты скрытых работ.

402. Комиссия по приемке по результатам анализа документации, указанной в пункте 401 настоящих Правил, осмотра и опробования ЛЭП и оборудования ПС.

а) выполняет оценку ЛЭП и оборудования ПС из ремонта, а также качества ремонтных работ;

б) составляет акт приемки ЛЭП и оборудования ПС из ремонта по форме согласно приложению N 73 к настоящим Правилам.

Акт приемки оборудования ПС 35 кВ и выше из ремонта составляется после завершения месячной подконтрольной эксплуатации, которая начинается с момента завершения приемо-сдаточных испытаний под нагрузкой в течение 48 часов и осуществляется в порядке, предусмотренном пунктами 113 - 117 настоящих Правил.

403. Если комиссия по приемке принимает ЛЭП и оборудование ПС из ремонта в эксплуатацию, то ему может быть установлена одна из следующих оценок качества отремонтированных ЛЭП и оборудования ПС:

а) "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации";

б) "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничениями";

ЛЭП и оборудование ПС, отремонтированные с оценкой "соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации с ограничениями", допускается в эксплуатацию с ограниченным сроком. При этом субъектом электроэнергетики разрабатывается план мероприятий по устранению выявленных недостатков и установлены сроки их выполнения.

404. Если в течение приемо - сдаточных испытаний оборудования ПС 35 кВ и выше под нагрузкой были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или дефекты, требующие немедленного отключения, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо - сдаточных испытаний оборудования ПС 35 кВ и выше под нагрузкой.

При возникновении в процессе приемо - сдаточных испытаний оборудования под нагрузкой нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования, при которых не требуется немедленного отключения, вопрос о продолжении их решается субъектом электроэнергетики в зависимости от характера нарушений. При этом обнаруженные дефекты устраняются организацией - исполнителем ремонта в сроки, установленные субъектом электроэнергетики с учетом требований Правил вывода в ремонт.

Если приемо - сдаточные испытания под нагрузкой были прерваны, то они начинаются заново после устранения выявленных дефектов. Длительность приемо-сдаточных испытаний под нагрузкой составляет 48 часов с момента постановки оборудования под нагрузку.

Если в период подконтрольной эксплуатации оборудования ПС 35 кВ и выше, осуществляемой в порядке, предусмотренном пунктами 113 - 117 настоящих Правил, установлено, что на оборудовании возникли дефекты, которые могут привести к аварийным последствиям (нарушениям в работе) или недопустимым отклонениям параметров, оборудование выводится из эксплуатации с оценкой "не соответствует обязательным требованиям и требованиям ремонтной документации".

После выполнения повторного ремонта для устранения дефектов производится повторная приемка из ремонта.

405. Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается каждой организации - исполнителю ремонта в пределах выполненного ей объема ремонта по ЛЭП и оборудованию ПС, включенному в акты приемки согласно пункту 402 настоящих Правил при выполнении основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

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

выполнение ремонтным персоналом требований нормативной и технической документации по ремонту;

отсутствие оценок качества отремонтированных ЛЭП и оборудования ПС "соответствует требованиям нормативной и технической документации с ограничениями" по вине организаций - исполнителя ремонта;

отсутствие отказов оборудования ПС 35 кВ и выше в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине организаций - исполнителей ремонта;

соответствие отремонтированных ЛЭП и оборудования ПС требованиям пожарной безопасности.

К дополнительным требованиям относятся:

наличие необходимого комплекта ремонтной документации, указанной в пункте 401 настоящих Правил;

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

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

Оценка "неудовлетворительно" устанавливается при невыполнении одного и более основных требований.

406. Капитальный ремонт ЛЭП, а также капитальный и средний оборудования ПС могут осуществляться по их техническому состоянию.

407. Применение вида организации ремонта по техническому состоянию ЛЭП и оборудования ПС допускается в случае, если субъект электроэнергетики обладает:

локальными нормативными актами, утвержденными субъектом электроэнергетики, устанавливающими периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять его фактическое техническое состояние по ЛЭП и типам оборудования ПС и его изменение в период до следующего выполнения контроля;

системой контроля технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, установленную локальными нормативным актом субъекта электроэнергетики, включающую совокупность технических средств контроля и диагностики технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, исполнителей и определенных объектов контроля, взаимодействующих по правилам и требованиям, установленным в соответствующей нормативной документации.

При выполнении указанных в настоящем пункте условий решение о применении организации ремонта по техническому состоянию оборудования принимается:

для каждой единицы основного оборудования ПС напряжением 35 кВ и выше (силовые трансформаторы (автотрансформаторы), реакторы, высоковольтные выключатели) комиссией, состав которой определяется субъектом электроэнергетики;

по ЛЭП и остальным видам оборудования ПС - техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

408. Контроль параметров технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, ремонт которого осуществляется по техническому состоянию, осуществляется в соответствии с документами, указанными в пункте 407 настоящих Правил.

409. Диагностирование технического состояния ЛЭП и оборудования ПС, предусмотренное пунктом 407 настоящих Правил, осуществляется, в том числе в период текущих ремонтов оборудования ПС и во время технического обслуживания ЛЭП и оборудования ПС. Планирование текущих ремонтов и технического обслуживания осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 394-397 настоящих Правил.

Планирование ремонтов ЛЭП и оборудования ПС по техническому состоянию выполняется по результатам контроля технического состояния.

410. Подготовка к ремонту по техническому состоянию, его производство, приемка из ремонта и оценка качества осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 398-405 настоящих Правил.

411. Особенности организации технического обслуживания и ремонта воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше (далее - ВЛ 35 кВ и выше) устанавливаются настоящим пунктом настоящих Правил.

Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше, и сроки их проведения приведены в приложении N 74 к настоящим Правилам.

Работы, указанные в приложении N 74 к настоящим Правилам, по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения могут выполняться дистанционными методами.

Результаты измерений и осмотров ВЛ 35 кВ и выше, вносятся в листки осмотра, выявленные дефекты, в том числе факты нарушения требований раздела III Правил установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24.02.2009 N 160 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 10, ст. 1220; 2013, N 24, ст. 2999; N 35, ст. 4522; 2016, N 22, ст. 3223) (далее - Правила установления охранных зон), фиксируются в журнале дефектов.

Форма журнала дефектов ВЛ 35 кВ приведена в приложении N 75 к настоящим Правилам.

Периодичность проведения капитального ремонта ВЛ устанавливается в соответствии с ПТЭ.

Капитальный ремонт ВЛ 35 кВ и выше может производиться поэтапно на отдельных участках, элементах ВЛ.

Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте ВЛ напряжением 35 кВ и выше, приведен в приложении N 76 к настоящим Правилам.

Форма перспективного плана капитального ремонта ВЛ и выше приведена в приложении N 77 к настоящим Правилам. Форма годового плана - графика капитального ремонта для ВЛ 35 кВ и выше приведена в приложении N 78 к настоящим Правилам.

Работы на ВЛ 35 кВ и выше, выполненные с заменой элементов, фиксируются в технических паспортах ВЛ.

412. Особенности организации технического обслуживания и ремонта ВЛ, трансформаторных подстанций (далее - ТП), секционирующих пунктов (далее - СП) и распределительных пунктов (далее - РП) электрических сетей напряжением 0,38 - 20 кВ (далее - ВЛ и оборудование ПС 0,38-20 кВ) устанавливаются настоящим пунктом настоящих Правил.

Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ и сроки их проведения приведены в приложениях N 79 и N 80 к настоящим Правилам.

Неисправности и дефекты, обнаруженные при проведении осмотров ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ, включая и выявленные предыдущими осмотрами, но не устраненные, записываются лицом, производящим осмотр, в листок осмотра. Отмеченные в листке осмотра неисправности вносятся в журнал неисправностей (дефектов). Форма журнала неисправностей (дефектов) ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ приведена в приложении N 81 к настоящим Правилам.

Периодичность проведения капитального ремонта ВЛ 0,38-20 кВ устанавливается в соответствии с ПТЭ, периодичность проведения капитального ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ - устанавливается субъектом электроэнергетики.

Перечень работ типового капитального ремонта ВЛ 0,38-20 кВ приведен в приложении N 82 к настоящим Правилам.

Перечень работ типового капитального ремонта оборудования ПС 0,38 - 20 кВ приведен в приложении N 83 к настоящим Правилам.

Перспективные планы капитальных ремонтов ВЛ и оборудования ПС 0,38 - 20 кВ составляются субъектом электроэнергетики. Формы перспективных планов капитальных ремонтов приведены в приложениях N 77 и N 87 к настоящим Правилам.

Годовые планы - графики капитальных ремонтов ВЛ 35 кВ и годовые планы - графики капитальных (средних) ремонтов оборудования ПС 0,38-20 кВ составляются на основании результатов осмотров, измерений, с учетом перспективного плана капитальных ремонтов. Формы годовых планов - графиков, указанных в настоящем пункте настоящих Правил, приведены в приложениях N 78 и N 88 к настоящим Правилам.

До начала производства ремонтных работ субъект электроэнергетики обеспечивает отключение соответствующего электрооборудования, на котором предусматривается выполнение работ. О планируемых отключениях субъект электроэнергетики предварительно уведомляет потребителей, смежных субъектов электроэнергетики и иных заинтересованных лиц с учетом требований Правил вывода в ремонт и Правил полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2012 N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2017, N 21, ст. 3009).

Работы на ВЛ, ТП, СП или РП, связанные с заменой или установкой нового оборудования, фиксируются в технических паспортах ВЛ, ТП, СП или РП.

413. Особенности организации технического обслуживания и ремонта оборудования ПС 35 кВ и выше устанавливаются настоящим пунктом настоящих Правил.

Перечень основных работ по техническому обслуживанию оборудования ПС 35 кВ и выше, а также сроки их проведения приведены в приложении N 84 к настоящим Правилам.

Выявленные при осмотрах дефекты заносятся в журнал дефектов 35 кВ и выше по форме согласно приложению N 75 к настоящим Правилам.

Результаты испытаний, измерений, контроля, опробования оформляются в виде протоколов и фиксируются в ремонтной документации.

Периодичность ремонта оборудования ПС 35 кВ и выше приведена в таблице:

Наименование оборудования	Вид, периодичность ремонта	Примечания
Синхронный компенсатор	Капитальный ремонт - 1 раз в 4-5 лет. Первый ремонт с выемкой ротора - не позднее чем через 8000 часов работы после ввода в эксплуатацию. Средний и текущий ремонты выполняются с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем субъекта электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом фактического технического состояния оборудования, климатических и метеорологических условий.	Объем работ при капитальном ремонте синхронного компенсатора указан в приложении N 85 к настоящим Правилам. Объем среднего и текущего ремонта определяется заводской инструкцией по эксплуатации.
Силовой трансформатор, реактор	Капитальные, средние, текущие ремонты выполняются с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем субъекта электроэнергетики на основании требований нормативной и технической документации, инструкций изготовителей оборудования с учетом фактического технического состояния оборудования, климатических и метеорологических условий	Объем работ при капитальном ремонте силовых трансформаторов указан в приложении N 86 к настоящим Правилам. Объем среднего и текущего ремонта определяется заводской инструкцией по эксплуатации
Коммутационные аппараты
Трансформаторы тока и напряжения
Аккумуляторная батарея

Текущий ремонт трансформаторов 35 кВ и выше включает наружный осмотр и устранение следующих дефектов, поддающихся ликвидации на месте: чистка изоляторов и бака, доливка масла, смена сорбента в фильтрах, подтяжка болтовых контактов, проверка (замена) подшипников двигателей системы охлаждения, отбор проб масла, прогонка устройств регулирования под нагрузкой (далее - РПН), переключения без возбуждения (далее - ПБВ), проведение измерений, испытаний, опробование стационарных систем пожаротушения.

Текущий ремонт коммутационных аппаратов ПС 35 кВ и выше включает внешний осмотр оборудования, его чистку, проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки, ремонт изоляции, зачистку и шлифовку подгоревших мест контактов, смазку контактов, измерение сопротивления контактов постоянному току, смазку трущихся частей, взятие проб масла и его доливку, опробование включения и отключения и другие работы, предусмотренные изготовителем оборудования.

В перспективном плане капитальных (средних) ремонтов оборудования ПС, форма которого приведена в приложении N 87 к настоящим Правилам, указываются сроки ремонтов силовых трансформаторов (автотрансформаторов), реакторов, синхронных компенсаторов, высоковольных выключателей на напряжение 35 кВ и выше.

Годовой план - график капитального (среднего) ремонта оборудования ПС, форма которого приведена в приложении N 88 к настоящим Правилам, составляется на основе перспективного плана, результатов испытаний и осмотров оборудования и сооружений, требований локальных нормативных актов субъекта электроэнергетики, изготовителей оборудования.

При приемке оборудования из ремонта комиссия оценивает техническую документацию, протоколы испытаний, измерений. При приемке из ремонта трансформаторов 35 кВ и выше представляется ведомость основных параметров технического состояния трансформаторов (автотрансформатора) по форме согласно приложению N 15 к настоящим Правилам. При приемке синхронных компенсаторов - ведомость основных параметров по форме согласно приложению N 14 к настоящим Правилам.

414. Особенности организации технического обслуживания и ремонта кабельных линий электропередачи (далее - КЛ) устанавливаются настоящим пунктом настоящих Правил. Перечень работ по техническому обслуживанию КЛ приведен в приложении N 89 к настоящим Правилам.

Результаты обходов и осмотров КЛ и сооружений регистрируются в журнале обходов и осмотров, а выявленные дефекты на трассах вносятся в журнал дефектов ВЛ 35 кВ по форме согласно приложению N 75 к настоящим Правилам.

Ремонт КЛ производится по техническому состояниянию КЛ в порядке, предусмотренном пунктами 406-410 настоящих Правил.

415. Организация технического обслуживания планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта зданий и сооружений электрических сетей осуществляется в соответсвии с требованиями пунктов 145-192 настоящих Правил.

VII. Требования к организации технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики

416. Субъекты электроэнергетики для каждого объекта электроэнергетики разрабатывают перспективные планы технического обслуживания устройств РЗА.

417. Техническое обслуживание устройств РЗА проводится в соответствии с годовыми и месячными планами - графиками технического обслуживания устройств РЗА.

418. Техническое обслуживание устройств РЗА выполняется службами РЗА субъекта электроэнергетики или организацией - исполнителем работ.

Если техническое обслуживание проводилось организацией - исполнителем работ, то ввод в работу устройств РЗА производится после приемки их службой РЗА субъекта электроэнергетики. При этом приемка производится с участием представителя организации - исполнителя работ, проводившего техническое обслуживание.

419. Дополнительные особенности организации технического обслуживания устройств РЗА устанавливаются иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, устанавливающими требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, в том числе требования к релейной защите и автоматике (включая противоаварийную и режимную автоматику, информационно-технологическую инфраструктуру релейной защиты и автоматики в электроэнергетической системе, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и оперативно-технологического управления).

VIII. Требования к организации технического обслуживания и ремонта СДТУ, устройств сигнализации, средств измерений

420. К СДТУ относятся:

инженерная инфраструктура кабельных линий связи (кабельная канализация, ЛКС подземных кабелей связи, ЛКС ВОЛС-ВЛ);

кабельные линии связи;

волоконно - оптические линии связи;

волоконно - оптические линии связи, смонтированные на ВЛ;

радиорелейные линии связи (полукомплекты);

устройства радиосвязи;

устройства ВЧ связи по ВЛ;

канал ТЧ 0,3-3,4 кГц аналоговых систем передачи;

основной цифровой канал (ОЦК) со скоростью 64 кбит/с ЦСП ПЦИ;

автоматические телефонные станции;

диспетчерские коммутаторы;

абонентские устройства (в том числе устройства регистрации диспетчерских служебных переговоров, поисковой громкоговорящей связи, часофикации, селекторных совещаний);

устройства телемеханики;

устройства бесперебойного питания;

антенно - мачтовые сооружения.

421. При организации и проведении ТОиР СДТУ субъекты электроэнергетики обеспечивают выполнение следующих требований:

обеспечение устойчивого функционирования СДТУ при заданном качестве и эксплуатационной надежности (коэффициент неготовности и время восстановления СДТУ должны быть существенно меньше, чем коэффициент неготовности и время восстановления основного оборудования энергообъекта);

поддержание исправного состояния СДТУ;

обеспечение готовность СДТУ после ремонта до моментазавершения ремонта основного технологического оборудования объекта электроэнергетики;

анализ проводимых плановых и неплановых ремонтно - настроечных работ;

регулярная оценка технического состояния СДТУ;

формирование и ведение базы данных для решения задач технического обслуживания СДТУ;

поддержание в актуальном состоянии технических паспортов СДТУ;

ведение учета средств измерений СДТУ и своевременное представление их в поверку и калибровку;

реализация мер по обеспечению информационной безопасности;

организация взаимодействия технологической сети связи энергосистемы с сетью связи общего пользования;

организация взаимодействия при проведении ТОиР с субъектами оперативно - диспетчерского управления и другими субъектами электроэнергетики.

422. Субъектами электроэнергетики применяются следующие виды технического обслуживания СДТУ:

плановое техническое обслуживание (далее - ПТО), выполняемое через определенные временные интервалы, согласно утвержденному графику, направленное на своевременное предупреждение возможности появления отказа или ухудшения функционирования СДТУ;

оперативное техническое обслуживание (далее - ОТО), выполняемое после обнаружения неработоспособности системы и направленное на устранение неисправностей в целях полного восстановления функционирования СДТУ;

ПТО СДТУ выполняется в сроки согласно утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения графику, составленному с учетом годового плана - графика ремонта СДТУ.

Техническое обслуживание СДТУ производится субъектами электроэнергетики в соответсвии с инструкциями по эксплуатации СДТУ.

423. Для организации технического обслуживания СДТУ субъекты электроэнергетики обеспечивают выполнение следующих мероприятий:

установление состава работ по ПТО и их периодичности в соответствии с требованиями технической документации;

разработка годовых и месячных графиков ПТО с согласованием их с субъектом оперативно - диспетчерского управления, в диспетчерском управлении или ведении которого находится оборудование СДТУ;

назначение лиц, ответственных за выполнение работ по техническому обслуживанию СДТУ;

внедрение системы контроля сроков проведения и полноты выполнения объемов работ;

оформление журналов технического обслуживания СДТУ, в которые вносятся сведения о выполненных работах, сроках выполнения и исполнителях.

424. Проведение ПТО СДТУ включает:

плановые измерения рабочих характеристик;

ремонтно-настроечные работы;

плановую замену компонентов аппаратуры;

оформление результатов ПТО СДТУ.

425. Проведение ОТО СДТУ включает:

круглосуточный мониторинг технического состояния СДТУ централизованными автоматизированными системами управления и мониторинга;

выполнение операций по контролю технического состояния в соответсвии с инструкциями по эксплуатации;

операции управления и переключения на резервные СДТУ при обнаружении неисправности;

проведение работ по обнаружению и устранению причин неисправностей каналов связи;

регистрацию отказов в работе каналов связи, выявленных причин повреждений и принятых мер по устранению;

вывод каналов связи из эксплуатации для проведения ПТО;

приемка каналов связи в эксплуатацию после проведения ПТО;

неотложные (ремонтно-восстановительные) работы длительностью не более одной рабочей смены.

426. В период проведения ОТО субъектами электроэнергетики принимаются меры по восстановлению исправного состояния СДТУ при фиксации системами объективного контроля снижения контролируемых параметров технического состояния СДТУ, указанных в приложении N 90 к настоящим Правилам. Основные дефекты и повреждения элементов СДТУ и регламент проведения их контроля указаны в приложении N 91 к настоящим Правилам.

427. По результатам ПТО оформляется протокол с указанием заключения о соответствии СДТУ требованиям нормативной и технической документации. СДТУ, несоответсвующие требованиям нормативной и технической документации выводятся в ремонт с учетом положений Правил вывода в ремонт.

428. Особенности ремонта СДТУ устанавливается настоящим пунктом настоящих Правил.

Плановые ремонты проводятся для поддержания работоспособного состояния или для восстановления исправного технического состояния СДТУ. Плановые ремонты СДТУ подразделяются на текущий и капитальный ремонт. Интервалы между плановыми капитальными ремонтами должны быть не более значения наработки до отказа (между отказами), указанной в техническом паспорте средств ДТУ организаций - изготовителей СДТУ.

Видами ремонта, которые применяются в отношении СДТУ, являются текущий ремонт и капитальный ремонт.

Для выполнения капитального или текущего ремонта средств СДТУ субъект электроэнергетики за 10 дней до начала ремонта составляет ведомость дефектов.

Основой для принятия решения о выполнении ремонта или полной замене средств ДТУ являются результаты оценки технического состояния. Указанная оценка должна проводится ежегодно в срок, обеспечивающий согласование графиков технического обслуживания и ремонта, в соответствии с Правилами вывода в ремонт.

На основании результатов оценки технического состояния средств ДТУ принимается одно из следующих решений:

о дальнейшей эксплуатации оборудования и продлении его срока службы с организацией ремонтнов или технического обслуживания;

о замене СДТУ.

429. Годовые графики технического обслуживания и годовые планы-графики ремонтов СДТУ утверждаются техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. Графики технического обслуживания и планы-графики ремонтов СДТУ, находящихся в диспетчерском ведении или управлении субъекта оперативно-диспетчерского управления, должны быть с ним согласованы в сроки, установленными Правилами вывода в ремонт.

430. Периодичность, объем, и сроки работ по ремонту СДТУ устанавливаются ЛНА субъектов электроэнергетики. Планирование ремонта СДТУ включает в себя разработку:

годовых и месячных планов-графиков ремонта;

перспективных графиков ремонта.

431. Вывод в ремонт СДТУ, находящегося в диспетчерском ведении или управлении субъекта оперативно - диспетчерского управления, в том числе в случае аварийного отключения, оформляется диспетчерской заявкой в соответствии с требованиями субъекта оперативно - диспетчерского управления.

432. Работы по ремонту СДТУ производятся по технологическим картам, проектам производства работ и другой ремонтной документации.

Технологические карты содержат описание условия и последовательность проведения работ, необходимые защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент.

Проект производства ремонтных работ определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения, порядок обеспечения материально - техническими и кадровыми ресурсами, а также требованиями к безопасности по охране труда.

При необходимости проведения дополнительных работ или в случае, когда выявленные дефекты не могут быть устранены в процессе ремонта в полном объеме в соответствии с требованиями ремонтной документации, субъект электроэнергетики определяет срок и порядок проведения дополнительных работ или устранения указанных дефектов.

433. Непредвиденные инциденты, отказы СДТУ, которые не могут быть устранены в порядке ОТО, должны устраняться в ходе неплановых ремонтов. Вывод оборудования в неплановый ремонт производится без предварительного назначения по аварийной заявке с учетом требований пункта 431 настоящих Правил.

При проведении непланового ремонта заменяются (или восстанавливаются) только те элементы, которые явились причиной отказа, аварии.

434. В течение одного года с момента истечения проектных сроков службы СДТУ субъектам электроэнергетики необходимо разработать график перспективной замены или модернизации СДТУ на 5 - 10 лет, при проведении которых должны решаться следующие задачи:

расширение функциональных возможностей СДТУ;

увеличение пропускной способности, повышение качества и надежности каналов связи;

повышение эксплуатационной надежности и повышение безопасности работы.

435. По усмотрению технического руководителя субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения создается резервный фонд запасных частей, комплектующих, материалов и, при необходимости, в целом СДТУ, который используется при проведении ТОиР.

436. Требования к организации ремонта СДТУ по техническому состоянию устанавливается требованиями настоящего пункта настоящих Правил.

По техническому состоянию СДТУ допускается проведение ремонта, осуществляемого по результатам контроля технического состояния СДТУ в период проведения ПТО и ОТО.

Проведение текущего и капитального ремонта СДТУ по техническому состоянию выполняется при соблюдении следующих условий:

а) субъектом электроэнергетики разработан и утвержден ЛНА, устанавливающий периодичность, методы, нормы, объемы и технические средства контроля за техническим состоянием СДТУ;

б) внедрена автоматизированная система контроля технического состояниея СДТУ в соответствии с указанной выше методикой;

в) средство ДТУ эксплуатируется до истечения проектного срока службы;

г) соблюдаются требования по срокам и объемам ПТО и ОТО, установленные пунктами 420 - 427 настоящих Правил.

Вывод СДТУ в ремонт по техническому состоянию выполняется в порядке, установленном пунктом 431 настоящих Правил.

После окончания ремонта по техническому состоянию производится проверка параметров СДТУ на соответствие нормативной и технической документации. Результаты проверки фиксируются протоколом измерений.

437. Требования по техническому обслуживанию и ремонту линий связи СДТУ устанавливается настоящим пунктом настоящих Правил.

Техническое обслуживание линий связи СДТУ проводится с целью поддержания их исправного состояния.

При проведении работ по ПТО контролируются свойства, показатели, параметры и характеристики линий связи СДТУ, перечисленные в приложении N 90 к настоящим Правилам.

Ремонт линий связи СДТУ проводится с целью восстановления их работоспособного состояния на начальном этапе, а в дальнейшем - с целью восстановления их исправного состояния и выполняется в следующем порядке:

перестройкой технологической сети связи энергосистемы операциями обходов и замен и оперативными указаниями системы оперативно-технического управления с использованием резервных, подменных и временно не задействованных трактов и каналов передачи; автоматическим переключением на резерв по схеме "1+1" или другим вариантам, осуществляемым технологической сетью связи энергосистемы в централизованных автоматизированных системах обслуживания;

применением подвижных средств и гибких кабельных вставок;

заменой или устранением неисправностей аппаратуры систем передачи и оборудования линейно-кабельных сооружений.

Об изменении состояния, перестройке технологической сети связи энергосистемы технический персонал узлов связи должен немедленно сообщить своему непосредственному руководителю.

Для цифровых СДТУ сообщения об изменении технического состояния, о перестройке технологической сети связи энергосистемы и ее восстановлении должны автоматически регистрироваться в ПАК и оформляться персоналом в порядке, установленном техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения.

Для аналоговых СДТУ сообщения об изменении состояния и восстановлении технологической сети связи энергосистемы, а также действия технического персонала по устранению неисправностей отражается в оперативном журнале и в журнале дефектов оборудования СДТУ.

Организация планирования, подготовки и производства ремонта линий связи СДТУ осуществляется субъектами электроэнергетики в соответствии с пунктами 428 - 433 настоящих Правил.

438. Требования к организации работ по восстановлению технического состояния линий связи СДТУ определены настоящим пунктом настоящих Правил.

Работы по восстановлению линий связи СДТУ организуются немедленно после выявления повреждения и проводятся непрерывно до его устранения.

Действия по устранению повреждений линий связи СДТУ осуществляются персоналом субъекта электроэнергетики в соответствии с Регламентом оперативного взаимодействия при эксплуатации СДТУ субъекта электроэнергетики с субъектом оперативно-диспетчерского управления, согласованный техническим руководителем субъекта электроэнергетики и субъектом оперативно - диспетчерского управления.

После устранения неисправности технический персонал должен провести измерения электрических параметров восстановленных линий связи СДТУ и убедиться, что они соответствуют требованиям действующих нормативных правовых актов.

Неисправности оборудования выявляются в течение 4 часов с момента получения заявки или обнаружения неисправности оборудования от субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения. Неисправности, не связанные с заменой оборудования, устраненяются в течение 1 часа с момента прибытия технического персонала на объект электроэнергетики. Вышедшее из строя оборудование подлежит замене в течение 2 часов с момента определения неисправности.

Допускается изменение времени восстановления линии связи СДТУ, если при этом не изменяется результирующее значение коэффициента готовности.

439. Приемку СДТУ из капитального ремонта производит комиссия по приемке, состав которой определятся субъектом электроэнергетики.

При приемке оборудования из ремонта комиссия по приемке проводит оценку качества выполненных ремонтных работ и отремонтированных СДТУ.

440. Оценка качества выполненных ремонтных работ характеризует организационно-техническую деятельность организации - исполнителя участвующих в ремонте.

Качеству выполненных ремонтных работ устанавливается одна из следующих оценок:

отлично;

хорошо;

удовлетворительно;

неудовлетворительно.

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.

441. Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается каждой организации - исполнителю ремонта в пределах выполненного ей объема ремонта по оборудованию при выполнении основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

выполнение согласованной ведомости объема ремонтов, уточненной по результатам дефектации;

выполнение требований нормативной и технической документации;

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

отсутствие отказов в работе в течение 30 суток по окончании ремонта.

К дополнительным требованиям относятся:

наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

проведение входного контроля используемых при ремонте материалов и запасных частей;

отсутствие нарушений правил охраны труда и правил пожарной безопасности в течение проведенного ремонта.

442. Оценка качества отремонтированных СДТУ устанавливается по результатам оценки техническомго состояния СДТУ.

Техническое состояние СДТУ оценивается балльным методом.

Техническое состояние СДТУ определяется баллами от 0 до 3. При этом:

0 баллов соответствует предельному состоянию СДТУ, при котором оно неработоспособно, обозначается красным цветом;

1 балл соответствует неисправному, но работоспособному состоянию СДТУ, при котором эксплуатация СДТУ возможна при ограничениях его номинальных характеристик, обозначается оранжевым цветом;

2 балла соответствует исправному состоянию СДТУ на момент контроля, которое может перейти в неисправное ввиду нахождения характеристик СДТУ на границе исправного состояния, обозначается желтым цветом;

3 балла соответствует исправному состоянию СДТУ, при котором все его характеристики соответствуют требованиям нормативной документации, обозначается зеленым цветом.

Оценка технического состояния каждого СДТУ определяется как корень n-ой степени из произведения балльных оценок всех (n) оцениваемых характеристик. Результат вычисления округляется в меньшую сторону (отбрасывается дробная часть числа).

Критерии технического состояния отдельных элементов СДТУ и балльные оценки приведены в приложении N 92 к настоящим Правилам.

Результаты оценки технического состояния заносятся в технические паспорта СДТУ.

Рекомендуемый образец оценки технического состояния элемента СДТУ (кабельной линии) приведен в приложении N 93 к настоящим Правилам.

Приложение № 1
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Ремонтный цикл, виды, продолжительность ремонта энергоблоков 150-1200 МВт тепловых электростанций

1. Ремонтный цикл, виды и продолжительность ремонта энергоблоков 150-1200 МВт установлены по каждой мощностной группе с учетом вида сжигаемого топлива и конструктивных особенностей паровых котлов, входящих в состав энергоблоков и представлены в таблицах 1-22 настоящего Приложения.

2. Ремонтный цикл, устанавливающий календарный межремонтный период, периодичность и продолжительность ремонта, рассчитан на основе межремонтного ресурса энергоблоков, определенного из условия ежегодной наработки (рабочего времени), равной 6800 часам. Величина наработки соответствует оптимальной загрузке энергоблоков, принятой при разработке технико - экономических нормативов системы ППР.

3. Продолжительность каждого вида ремонта исчисляется в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

Продолжительность принятимается исходя из условия выполнения типовой номенклатуры работ типового ремонта по графику выполнения ремонтных работ в две смены.

4. В случае изменения характеристик и видов сжигаемого топлива по сравнению с проектным, которое учтено при разработке нормативного межремонтного ресурса и формировании ремонтного цикла, субъект электроэнергетики в течение одного года, при необходимости с привлечением изготовителей основного оборудования энергоблока или отраслевых экспертных организаций, производит корректировку номенклатуры ремонтных работ по видам типового ремонта, формирует обосновывающие документы по величине нового нормативного межремонтного ресурса и структуры ремонтного цикла и согласовать их с организациями ведомственного контроля и надзора, уполномоченными Минэнерго России.

5. В таблицах настоящего Приложения приняты следующие сокращения:

К1 - капитальный ремонт 1 категории;

К2 - капитальный ремонт 2 категории;

К3 - капитальный ремонт 3 категории;

С - средний ремонт;

Т1 - текущий ремонт 1 категории;

Т2 - текущий ремонт 2 категории*(1).

Таблица 1

Энергоблоки 150 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТГМ-94 (открытая компоновка) нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час- 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжитель-ность ремонта, кал. сутки	13+8	13+8	18+8	13+8	13+8	49+8	13+8	13+8	18+8	13+8	13+8	51+8	13+8	13+8	18+8	13+8	13+8	54+8

Таблица 2

Энергоблоки 140-160 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь, газ Тип котлов - ТП-92, ПК-38, ПК-24, ТП-240 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжи-тельность ремонта, кал. сутки	13+8	13+8	24+8	13+8	42+8	13+8	13+8	24+8	13+8	46+8	13+8	13+8	24+8	13+8	54+8

Таблица 3

Энергоблоки 200 - 215 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТГ-104, ПК-33, ПК-47, ТМ-104, ТП-108, ТПЕ-208, ТГМП-206 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час- 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	CТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжи-тельность ремонта, кал. сутки	13+8	13+8	25+8	13+8	13+8	44+8	13+8	13+8	25+8	13+8	13+8	48+8	13+8	13+8	25+8	13+8	13+8	56+8

Таблица 4

Энергоблоки 200 МВт Вид сжигаемого топлива - газ до 75%, мазут и уголь - свыше 25% Тип котлов - все типы котлов нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час- 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжитель-ность ремонта, кал. сутки	13+8	13+8	25+8	13+8	44+8	13+8	13+8	25+8	13+8	48+8	13+8	13+8	25+8	13+8	56+8

Таблица 5

Энергоблоки 200 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь Тип котлов - ПК-33, ПК-40, ТП-108, ТПЕ-208, ТПЕ-214, ТПЕ-215, ТПЕ-216. БКЗ-640. БКЗ-670 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Bид ремонта	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	13+8	25+8	13+8	44+8	13+8	25+8	13+8	48+8	13+8	25+8	13+8	56+8

Таблица 6

Энергоблоки 200 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь Тип котлов - ПК-40-1 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	13+8	13+8	27+8	13+8	56+8

Таблица 7

Энергоблоки 300 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ПК-41, ТГМП-114, ТГМП-314, ТГМП-314А, ТГМП-324 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	CТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжи-тельность ремонта, кал. сутки	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	51+8	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	58+8	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	68+8

Таблица 8

Энергоблоки 300 МВт Вид сжигаемого топлива - газ до 70%, мазут - свыше 30% Тип котлов - газомазутные нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжитель-ность ремонта, кал. сутки	16+8	16+8	25+8	16+8	51+8	16+8	16+8	25+8	16+8	58+8	16+8	16+8	25+8	16+8	68+8

Таблица 9

Энергоблок 310 МВт не серийный Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - П-74 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжитель-ность ремонта, кал. сутки	16+9	16+9	27+9	16+9	16+9	59+9	16+9	16+9	27+9	16+9	16+9	71+9	16+9	16+9	27+9	16+9	16+9	82+9

Таблица 10

Энергоблоки 300 МВт Вид сжигаемого топлива - мазут Тип котлов - газо-мазутные нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Bид ремонта	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	16+8	24+8	16+8	49+8	16+8	24+8	16+8	53+8	16+8	24+8	16+8	65+8

Таблица 11

Энергоблоки 300 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь Тип котлов - ПК-39, П-50, П-59, ТПП-110, ТПП-210. ТПП-210А нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Bид ремонта	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	18+9	27+9	18+9	50+9	18+9	27+9	18+9	55+9	18+9	27+9	18+9	60+9

Таблица 12

Энергоблоки 325-330 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - все типы нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 года
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	CТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	51+8	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	58+8	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	68+8

Таблица 13

Энергоблоки 500 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь Тип котлов - П-57, П-49 нормативный межремонтный ресурс - 27200 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Bид ремонта	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	20+10	40+10	20+10	62+10	20+10	40+10	20+10	70+10	20+10	40+10	20+10	83+10

Таблица 14

Энергоблоки 800 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТГМП-204 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	CТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	20+10	20+10	37+10	20+10	20+10	62+10	20+10	20+10	37+10	20+10	20+10	71+10	20+10	20+10	37+10	20+10	20+10	78+10

Таблица 15

Энергоблоки 800 МВт Вид сжигаемого топлива - газ до 70%, мазут - свыше 30% Тип котлов - ТГМП-204 нормативный межремонтный ресурс - 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	20+10	20+10	37+10	20+10	62+10	20+10	20+10	37+10	20+10	71+10	20+10	20+10	37+10	20+10	78+10

Таблица 16

Энергоблоки 800 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь Тип котлов - П-67 нормативный межремонтный ресурс - 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	CТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	64+12	64+12	86+12	64+12	64+12	114+12	64+12	64+12	86+12	64+12	64+12	121+12	64+12	64+12	86+12	64+12	64+12	133+12

Таблица 17

Энергоблоки 1200 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТГМП-1202 нормативный межремонтный ресурс- 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	24+12	24+12	45+12	24+12	72+12	24+12	24+12	45+12	24+12	78+12	24+12	24+12	45+12	24+12	84+12

Таблица 18

Энергоблоки 180 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТГ-104, ТПЕ-215, ТПГЕ-215, ТГМЕ-206 нормативный межремонтный ресурс- 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	13+8	13+8	25+8	13+8	44+8	13+8	13+8	25+8	13+8	48+8	13+8	13+8	25+8	13+8	56+8

Таблица 19

Энергоблоки 180 МВт Вид сжигаемого топлива - уголь Тип котлов - ТПЕ-214, ТПЕ-215 нормативный межремонтный ресурс- 27200 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 4 года
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Bид ремонта	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	13+8	25+8	13+8	44+8	13+8	25+8	13+8	48+8	13+8	25+8	13+8	56+8

Таблица 20

Энергоблоки 250 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТПП-210А, ТГМП-314Ц, ТГМП-314П нормативный межремонтный ресурс- 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	51+8	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	58+8	16+8	16+8	25+8	16+8	16+8	68+8

Таблица 21

Энергоблоки 250 МВт Вид сжигаемого топлива - газ Тип котлов - ТГМП-344А нормативный межремонтный ресурс- 40800 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 6 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	Т1Т2	К2Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	16+8	16+8	32+8	16+8	16+8	69+8	16+8	16+8	32+8	16+8	16+8	78+8

Таблица 22

Энергоблоки 250 МВт Вид сжигаемого топлива - газ до 75%, уголь и мазут - свыше 25% Тип котлов - ТПП-210А нормативный межремонтный ресурс- 34000 часов расчетная периодичность капитального ремонта при среднегодовой наработке 6800 час - 5 лет
Год ремонтного цикла	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Bид ремонта	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	K1T2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К2Т2	Т1Т2	Т1Т2	СТ2	Т1Т2	К3Т2
Продолжительность ремонта, кал. сутки	18+9	18+9	27+9	18+9	58+9	18+9	18+9	27+9	18+9	62+9	18+9	18+9	27+9	18+9	69+9

Приложение № 2
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Нормы продолжительности и периодичности плановых ремонтов энергоустановок тепловых электростанций с поперечными связями

1. Продолжительность ремонта установлена в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

2. Номенклатура работ, выполняемых при капитальном ремонте разрабатывается субъектом электроэнергетики самостоятельно.

3. Нормы продолжительности ремонта паровых котлов приведенные в таблице 1 установлены для условий сжигания пылеугольного топлива с содержанием золы до 35 % при средней абразивности.

К приведенным нормам продолжительности ремонта применяются следующие коэффициенты:

при сжигании пылеугольного топлива с зольностью выше 35 % и (или) высокой абразивности - 1,2;

при сжигании сланцев - 1,4.

4. Для текущих ремонтов приведена их годовая (суммарная) продолжительность.

5. Капитальный, средний и текущий ремонт турбогенераторов производится в те же сроки, что и паровых турбин.

6. Периодичность, продолжительность, объемы и номенклатура технического обслуживания и видов плановых ремонтов газотурбинных установок устанавливается в соответствии с регламентами изготовителей .

7. Капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110-150 кВ мощностью 125 МВт и более, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводится не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов испытаний, а в дальнейшем - по мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и технического состояния.

Остальных трансформаторов - в зависимости от результатов испытаний и их технического состояния.

Таблица 1. Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов паровых котлов, топливо - уголь

Давление пара, МПа (кгс/см2)	Паропроиз-водитель-ность, т/ч	Периодич-ность капитальных ремонтов, лет	Норма-тивный межре-монт-ный ресурс, часов	Вид ремонта Т- текущий С - средний К - капитальный	Продолжительность ремонта, календарные сутки
					в году проведения капитального ремонта			в году проведения среднего ремонта			в году проведения только текущего ремонта
					в капи-тальном ремонте	в текущем ремонте	всего	в среднем ремонте	в текущем ремонте	всего
До 6,5 (65) вкл.	До 35 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	16	6	22	6	6	12	9
До 6,5 (65) вкл.	Св. 35 до 100 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	18	7	25	7	7	14	11
До 6,5 (65) вкл.	Св. 100 до 150 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	20	8	28	8	8	16	12
До 6,5 (65) вкл.	Св. 150 до 200 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	23	9	32	9	9	18	14
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	Св. 70 до 120 вкл.	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	23	9	32	9	9	18	14
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	150-170	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	25	11	36	10	9	19	16
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	200-300	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	33	13	46	13	13	26	20
14 (140)	210	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	35	14	49	15	13	28	22
14 (140)	320	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	38	16	54	17	14	31	24
10-11 (100-110)	420-430	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	40	16	56	18	16	34	24
14 (140) 15 (150)	400-420	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	44	18	62	20	18	38	27
14 (140)	480-500	4	27200	Т-СТ-Т-КТ	46	20	66	24	20	44	30

Таблица 2. Нормы периодичности и продолжительности ремонта паровых котлов, при сжигании мазута свыше 30 %

Давление пара, МПа (кгс/см2)	Паропроиз-водитель-ность, т/ч	Периодич-ность капиталь-ных ремонтов, лет	Нор-мативный меж-ремонт-ный ресурс, часов	Вид ремонта Т- текущий С - средний К - капитальный	Продолжительность ремонта, календарные сутки
					в году проведения капитального ремонта			в году проведения среднего ремонта			в году проведения только текущего ремонта
					в капи-тальном ремонте	в текущем ремонте	всего	в среднем ремонте	в текущем ремонте	всего
До 6,5 (65) вкл.	До 35 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	14	6	20	7	6	13	9
До 6,5 (65) вкл.	Св. 35 до 100 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	16	7	23	7	7	14	11
До 6,5 (65) вкл.	Св. 100 до 150 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	18	8	26	8	8	16	12
До 6,5 (65) вкл.	Св. 150 до 200 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	21	8	27	8	8	16	12
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	Св. 70 до 120 вкл.	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	21	8	29	8	8	16	12
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	150-170	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	23	10	33	10	10	20	16
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	200-300	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	30	12	42	12	12	24	18
14 (140)	320	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	34	14	48	15	14	29	20
10-11 (100-110)	420-430	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	36	14	50	16	14	30	10
14 (140) 15 (150)	400-420	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	40	16	56	18	16	34	22
14 (140)	480-500	5	34000	Т-Т-СТ-Т-КТ	42	18	60	22	18	40	24

Таблица 3. Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов паровых котлов, топливо - газ

Давление пара, МПа (кгс/см2)	Паропроиз-водитель-ность, т/ч	Периодич-ность капитальных ремонтов, лет	Норма-тивный меж-ремонт-ный ресурс, часов	Вид ремонта Т- текущий С - средний К - капитальный	Продолжительность ремонта, календарные сутки
					в году проведения капитального ремонта			в году проведения среднего ремонта			в году проведения только текущего ремонта
					в капи-тальном ремонте	в текущем ремонте	всего	в среднем ремонте	в текущем ремонте	всего
До 6,5 (65) вкл.	До 35 вкл.	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	14	6	20	7	6	13	9
До 6,5 (65) вкл.	Св. 35 до 100 вкл.	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	16	6	22	7	6	13	10
До 6,5 (65) вкл.	Св. 100 до 150 вкл.	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	18	6	24	8	6	14	10
До 6,5 (65) вкл.	Св. 150 до 200 вкл.	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	20	6	26	8	6	14	12
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	Св. 70 до 120 вкл.	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	20	8	28	10	8	18	14
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	150-170	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	22	8	30	10	8	18	14
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	200-300	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	28	10	38	12	10	22	16
14 (140)	210	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	30	10	40	14	10	24	16
14 (140)	320	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	33	11	44	14	11	25	17
10-11 (100-110)	420-430	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	34	11	45	16	11	27	17
14 (140) 15 (150)	400-420	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	39	12	56	16	12	28	24
14 (140)	480-500	6	40800	Т-Т-СТ-Т-Т-КТ	41	12	59	20	12	32	21

Таблица 4. Нормы периодичности и продолжительности ремонта паровых турбин

Тип турбины	Давле-ние пара, МПа (кгс/ см2)	Мощ-ность, МВт	Периодич-ность капи-тальных ремонтов, лет	Норматив-ный меж-ремонтный ресурс, часов	Вид ремонта Т- текущий С - средний К - капиталь ный	Продолжительность ремонта, календарные сутки
						в году проведения капитального ремонта			в году проведения среднего ремонта			В году проведения только текущего ремонта
						в капи-тальном ремонте	в текущем ремонте	всего	в среднем ремонте	в текущем ремонте	всего
Турбины конденсацион ные и теплофикацин ные одноцилинд ровые	6,5 (65)	до 12	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	12	-	12	-	-	-	4
Турбины конденсацион ные и теплофикацион ные двухцилинд ровые	до 6,5 (65)	до 12	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	13	-	13	-	-	-	4
Турбины конденсацион ные итеплофикационные одноцилиндровые	до 6,5 (65)	13-15	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	16	-	16	-	-	-	5
Турбины конденсаци-онные и теплофикаци-онные двухцилинд-ровые	до 6,5 (65)	13-24	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	18	-	18	-	-	-	6
Турбины конденсаци-онные и теплофикаци-онные одноцилинд-ровые	до 6,5 (65)	26-50	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	21	-	21	-	-	-	6
Турбины конденсаци-онные и теплофикац-ионные двухцилинд-ровые	до 6,5 (65)	26-50	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	23	-	23	-	-	-	7
Турбины конденсаци-онные и теплофикаци-онные двухцилинд-ровые	до 6,5 (65)	51-100	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	25	-	25	-	-	-	7
Турбины с противодав-лением	до 6,5 (65)	до 12	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	12	-	12	-	-	-	4
ПТ-12-90/10	9 (90)	12	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	18	-	18	-	-	-	6
К-25-90	9 (90)	25	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	23	-	23	-	-	-	7
ПТ-25/90/10	9 (90)	25	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	25	-	25	-	-	-	8
Р-12-90/13 Р-12-90/18 Р-12-90/31	9 (90)	12	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	18	-	18	-	-	-	6
Р-25-90/18 Р-25-90/31	9 (90)	25	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	27	-	27	-	-	-	7
ПР-25-90/10/ 09	9 (90)	25	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	27	-	27	-	-	-	7
К-50-90	9 (90)	50	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	26	-	26	-	-	-	7
К-100-90	9 (90)	100	5	34000	Т-Т-С-Т-К	31	-	31	12	-	12	9
ПТ-60/75-90/13	9 (90)	60	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	31	-	31	-	-	-	9
Для паровых турбин, введенных в эксплуатацию до 1991 года
Т-50/60-130	13 (130)	50	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	35	-	35	-	-	-	9
ПТ-50/60-130/7	13 (130)	50	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	35	-	35	-	-	-	9
Р-40-130/31	13 (130)	40	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	23	-	23	-	-	-	6
Р-50-130/13	13 (130)	50	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	25	-	25	-	-	-	7
ПТ-60/75-130/13	13 (130)	60	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	36	-	36	-	-	-	9
ПТ-80/100-130/13	13 (130)	80	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	36	-	36	-	-	-	9
Т-100/120-130/15	13 (130)	100	5	34000	Т-Т-С-Т-К	40	-	40	16	-	16	8
ПР-25-90/10/ 09	9 (90)	25	5	34000	Т-Т-Т-Т-К	27	-	27	-	-	-	7
Р-100-130/15	13 (130)	100	5	34000	Т-Т-С-Т-К	29	-	29	16	-	16	8
ПТ-135/165-130/15	13 (130)	135	5	34000	Т-Т-С-Т-К	38	-	38	16	-	16	8
Т-175/210-130	13 (130)	175	5	34000	Т-Т-С-Т-К	42	-	42	17	-	17	9
Для паровых турбин, введенных в эксплуатацию после 1991 года
Т-50/60-130	13 (130)	50	6	40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	35	-	35	-	-	-	9
ПТ-50/60-130/7	13 (130)	50	6	40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	35	-	35	-	-	-	9
Р-40-130/31	13 (130)	40	6	40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	23	-	23	-	-	-	6
Р-50-130/13	13 (130)	50	6	40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	25	-	25	-	-	-	7
ПТ-60/75-130/13	13 (130)	60		40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	36	-	36	-	-	-	9
ПТ-80/100-130/13	13 (130)	80	6	40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	36	-	36	-	-	-	9
Т-100/120-130/15	13 (130)	100	6	40800	Т-Т-С-Т-Т-К	40	-	40	16	-	16	8
ПР-25-90/10/ 09	9 (90)	25	6	40800	Т-Т-Т-Т-Т-К	27	-	27	-	-	-	7
Р-100-130/15	13 (130)	100	6	40800	Т-Т-С-Т-Т-К	29	-	29	16	-	16	8
ПТ-135/165-130/15	13 (130)	135	6	40800	Т-Т-С-Т-Т-К	38	-	38	16	-	16	8
Т-175/210-130	13 (130)	175	6	40800	Т-Т-С-Т-Т-К	42	-	42	17	-	17	9

Таблица 5. Нормы продолжительности ремонта трансформаторов

Класс напряжения, кВ	Мощность трансформатора, кВА	Продолжительность ремонта, календарные сутки
		в капитальном ремонте	в текущем ремонте
До 35	До 4000	6	2
То же	4001-10000	8	2
-"-	10001-16000	9	2
-"-	16001-25000	14	2
-"-	25001-40000	18	3
-"-	40001-80000	22	3
110-150	До 16000	14	2
То же	16001-25000	18	2
-"-	25001-40000	22	3
-"-	40001-80000	26	3
-"-	80001-160000	30	4
-"-	160001-250000	34	4
-"-	250001-400000	38	5
220	До 25000	22	3
То же	25001-40000	26	3
-"-	40001-80000	30	3
-"-	80001-160000	34	4
-"-	160001-250000	38	7
-"-	250001-400000	42	8
-"-	400001-630000	46	8
330	До 80000	34	5
То же	80001-160000	38	6
-"-	160001-250000	42	8
330	250001-400000	46	9
-"-	400001-630000	50	9
-"-	Свыше 630000	54	11
500	До 80000	38	8
-"-	80001-160000	42	9
-"-	160001-250000	46	10
-"-	250001-400000	50	11
-"-	400001-630000	54	12
Примечания: 1. Продолжительность ремонта приведена для силовых трансформаторов и автотрансформаторов общего назначения с РПН и шунтирующих реакторов, исходя из односменной работы. 2. Продолжительность ремонта трансформаторов не включает время, необходимое для сушки активной части.

Таблица 6. Нормы продолжительности ремонта синхронных компенсаторов

Мощность компенсатора, МВА	Продолжительность ремонта, календарные сутки
	в капитальном ремонте		в текущем ремонте
	с выводом ротора	без вывода ротора
До 6 вкл.	9	4	4
Св.6 до 10 вкл.	12	6	4
15	15	8	4
30	20	9	5
37,5 (с водородным охлаждением)	25	6	6
50 (с водородным охлаждением)	30	12	6
75 (с водородным охлаждением)	35	12	7
100 (с водородным охлаждением)	40	12	7
Примечания: 1. Первая выемка ротора производится не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. 2. Выемка ротора при последующих ремонтах осуществляется по мере необходимости или в соответствии с требованиями нормативных и технических документов.

Приложение № 3
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана ремонта основного оборудования электростанций

УТВЕРЖДАЮ _______________________________________ должность технического руководителя _______________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _______________ _______________________________ подпись инициалы, фамилия _______________ дата Перспективный план ремонта основного оборудования _____________________________________________________________________ на период с ________по___г. наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)     Год, месяц вывода в ремонт     Станц. № энерго-блока, энерго-установки Мощность, МВт; Паропро-изводи-тельность, т/ч Вид ремонта (капи-тальный, средний, текущий) Продол-житель-ность ремонта, сутки     Перечень сверхтиповых работ Дата завершения предыдущего кап.ремонта/ тех. освидетельств. Наработка, час с начала эксплуатации на 01.01. планируемого года от последнего кап.ремонта на 01.01. планируемого года нормативная между кап. ремонтами 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10                                                                                 Всего по электростанции _____________________________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) _______________ _______________________________ подпись инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 4
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана контроля технического состояния  и ремонта основного оборудования электростанций

УТВЕРЖДАЮ

_______________________________________

должность технического руководителя

_______________________________________________

наименование субъекта электроэнергетики

_______________ _______________________________

подпись          инициалы, фамилия

_______________

дата

Перспективный план

контроля технического состояния  и ремонта основного оборудования

_______________________________________________________________ на период с ________по___г.

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)

Год, месяц вывода в ремонт или проведение контроля	Станц. № энерго-блока, энерго-установки	Мощность, МВт; Паропро-изводи-тельность, т/ч	Вид ремонта (капи-тальный, средний, текущий) или контроля	Продол-житель-ность ремонта или контроля сутки	Дата завершения предыдущего кап.ремонта/ тех. освидетельств. или контроля	Наработка, час
						с начала эксплуатации на 01.01. планируемого года	от последнего кап.ремонта на 01.01. планируемого года	нормативная между кап. ремонтами или контролем
1	2	3	4	5	6	8	9	10
Всего по электростанции

__________________________________________________________________________________

должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)

_______________ _______________________________

подпись инициалы, фамилия

_______________

дата

Приложение № 5
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана-графика ремонтов основного оборудования электростанций

УТВЕРЖДАЮ _______________________________________ должность технического руководителя _______________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _______________ _______________________________ подпись            инициалы, фамилия _______________ дата Годовой план-график ремонта                                                                                                  на  ________г. наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)     Наименование оборудования, тип Станционный номер Мощность, МВт; паропроиз водитель ность, т/ч Снижение мощности, МВт Вид ремонта (КР, СР, ТР, КОН, РЕК, ИСП, ВПр) Планируемое время ремонта Перечень сверхтиповых работ Дата заверше ния предыдущего кап. ремонта Наработка, час Примеча ние Начало, дата Оконча ние, дата от последнего кап. ремонта на 01.01 планируе мого года Норматив ная между кап. ремонтами 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

_________________________________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) _______________ _______________________________ подпись                    инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 6
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана-графика контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций

УТВЕРЖДАЮ __________________________________________ должность технического руководителя ____________________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _______________ _______________________________ подпись          инициалы, фамилия _______________ дата Годовой план-график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования ________________________________________________________________ на  ________г. наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)     Наименование оборудования, тип Станционный номер Мощность, МВт; паропроиз водитель ность, т/ч Снижение мощности, МВт Вид ремонта (КР, СР, ТР) или контроль Планируемое время проведения контроля Дата заверше ния предыдущего ремонта или контроля Наработка, час Примечание Начало, дата Оконча ние, дата от последнего кап. ремонта на 01.01 планируемого года Норматив ная 1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12

__________________________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) _______________ _______________________________ подпись                  инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 7
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___
рекомендуемый образец

Планы подготовки ремонтов

1. В перспективный план подготовки к ремонтам рекомендуется включають следующие организационно - технические мероприятия:

разработка организационно - технических мероприятий, обеспечивающих достижение контрольных технико - экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений, установленных в перспективном плане ремонтов;

разработка стандартов генерирующей компании, устанавливающих нормы и требования по ремонту оборудования, зданий и сооружений, организации ремонтной деятельности;

разработка организационно-технических мероприятий по обеспечению соответствия отремонтированного оборудования, зданий и сооружений и процессов ремонта нормам и требованиям технических регламентов, стандартов генерирующей компании;

проведение аудита ремонтной деятельности электростанций и разработка на основе его результатов организационно - технических мероприятий по повышению эффективности действующей системы ТОиР;

проведение технического аудита для оценки фактического технического состояния оборудования энергоблоков и энергоустановок, зданий и сооружений;

определение по результатам технического аудита уровней надежности и оценки рисков эксплуатации с целью уточнения номенклатуры и объемов ремонтных работ и сроков их выполнения, установленных в перспективном плане ремонтов;

разработка регламентов (организационных схем) организации выполнения срочных ремонтных работ в дневное время; срочных ремонтных работ в вечернее и ночное время; ремонтных работ, проводимых без останова энергоблока или энергоустановки;

разработка программ испытаний оборудования, обследований зданий и сооружений до и после ремонта или определение возможности и целесообразности;

разработка необходимой нормативной, технической, технологической, организационной и справочно - информационной документации по ремонту с привлечением, при необходимости, конструкторско-технологических и ремонтных организаций;

разработка или уточнение ранее разработанных графиков выполнения ремонтных работ по номенклатуре и объемам работ, предусматриваемых перспективным планом ремонта;

разработка или уточнение планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков в главном корпусе и по территории электростанции;

разработка или уточнение проектов механизации ремонтных работ, приобретение и монтаж недостающих стационарных и съемных грузоподъемных средств;

определение потребности в универсальном и специальном технологическом оборудовании, ремонтной оснастке, инструменте и сроков обеспечения ими;

разработка проектов, изготовление и монтаж недостающих стационарных и переносных ремонтных площадок;

разработка проектов и изготовление недостающих инвентарных лесов, подмостей, и других приспособлений для производства работ на высоте и разработка способов их крепления;

разработка или уточнение планов размещения рабочих мест на ремонтных площадках и оснащения их недостающими постами энергоснабжения (кислородом, ацетиленом, пропанбутаном, сжатым воздухом, электрическими разводками для электросварки, термообработки и привода механизмов и инструмента);

расширение действующих или организация новых (временных) производственных мощностей для ремонтных бригад в главном корпусе и вспомогательных объектах ТЭС;

расширение при необходимости служебных и бытовых помещений, мастерских, инструментальных кладовых.

2. В годовой план подготовки к ремонтам рекомендуется включать следующие организационно - технические мероприятия:

уточнение номенклатуры и сроков исполнения организационно - технических мероприятий включенных в перспективный план подготовки ремонтов;

распределение плановой величины затрат на ремонт по отдельным видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям;

определение уточненной номенклатуры и объемов потребности в материально - технических ресурсах для выполнения ремонтов и модернизации отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;

определение уточненной потребности в трудовых ресурсах для выполнения ремонтов отдельных групп или видов оборудования, зданий и сооружений;

распределение номенклатуры и объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и привлекаемыми к выполнению ремонтов организациями - исполнителями ремонта.

проведение предремонтных испытаний оборудования, обследований зданий и сооружений для уточнения их фактического технического состояния и соответственно номенклатуры и объемов планируемых ремонтных работ;

организация и проведение конкурентных процедур на выполнение работ по ремонту оборудования, зданий и сооружений организациями - исполнителями ремонта;

организация и проведение конкурентных процедур на поставку оборудования, запасных частей и материалов для выполнения годовой программы ремонтов;

уточнение ранее разработанной конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

привязка типовой ремонтной документации к условиям выполнения ремонтов на электростанции;

разработка технической документации и последующее изготовление ремонтной оснастки и приспособлений, необходимых для выполнения работ, предусмотренных годовым планом-графиком ремонта.

3. В план подготовки к ремонту конкретного энергоблока (энергоустановки), здания и сооружения рекомендуется включать следующие организационно - технические мероприятия:

уточнение номенклатуры и количества оборудования, запасных частей и материалов в соответствии с утвержденной ведомостью объема ремонта и соответственно уточнение, при необходимости, договоров на поставку материально-технических ресурсов;

проведение входного контроля оборудования, материалов и запасных частей на соответствие требованиям технической документации;

установление (уточнение) порядка получения, доставки на ремонтные площадки и хранения оборудования, материалов и запасных частей;

размещение заказов на механическую обработку крупных деталей, если станочный парк электростанции не может обеспечить необходимой обработки;

проверка состояния производственных, служебных, санитарно-бытовых и складских помещений, предоставляемых персоналу организаций - исполнителей ремонта;

проверка технического состояния (при необходимости проведение ремонта) грузоподъемных средств, технологической оснастки, средств механизации, постов энергоносителей, проведение освидетельствования грузоподъемных механизмов и оборудования, подведомственных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору;

организация на ремонтных площадках рабочих мест, дополнительного освещения и постов энергоносителей;

уточнение конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемой номенклатурой и объемами ремонтных работ, плановой производительностью ремонта;

уточнение планов размещения узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков;

формирование в необходимом количестве форм организационно-технических документов, включая ремонтные формуляры, технологические карты контроля, измерений, протоколы, акты;

формирование номенклатуры, объемов и сроков проведения подготовительных работ;

организация изготовления запасных частей и деталей оборудования, приобретение которых не предусмотрено договорами поставки материально-технических ресурсов и договорами с привлекаемыми организациями - исполнителями ремонта;

проверка готовности к выполнению ремонта привлеченных ремонтных организаций;

проверка наличия необходимых для выполнения ремонта материально-технических ресурсов;

организация и проведение мероприятий по обеспечению при выполнении ремонтов требований промышленной и экологической безопасности, охраны труда и пожарной безопасности;

организация работы комиссии по проверке готовности электростанции к выполнению ремонтов;

установление состава комиссий по приемке оборудования, зданий и сооружений из ремонта.

4. Рекомендуемая форма перспективного плана подготовки к ремонтам приведена ниже.

Годовой план подготовки к ремонтам и план подготовки к ремонту энергоблока (энергоустановки) составляются по аналогичной форме со следующими изменениями:

изменяется заголовок плана;

план подготовки к ремонту энергоблока (энергоустановки) подписывается ответственным исполнителем и утверждается техническим руководителем электростанции.

Форма перспективного плана подготовки к ремонтам

УТВЕРЖДАЮ __________________________________________ должность технического руководителя ____________________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _______________ _______________________________ подпись                  инициалы, фамилия _______________ дата             Перспективный план подготовки к ремонтам на ___________ годы ________________________________________________________________ наименование обособленного подразделенияа субъекта электроэнергетики (электростанции)     № п/п Наименование организационно-технического мероприятия Подразделение исполнитель Стоимость исполнения мероприятия, тыс. руб. Сроки исполнения Промежуточные сроки контроля исполнения Примечание начало окончание                                         ________________________________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) _______________ _______________________________ подпись                   инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 8
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости планируемых работ по ремонту установок и оборудования

УТВЕРЖДАЮ ______________________________________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ___________________________________________ должность технического руководителя _________________  __________________________ подпись      инициалы, фамилия ____________ дата ВЕДОМОСТЬ планируемых работ по _________________ ремонту вид ремонта ____________________ установки станционный № _____ наименование Срок ремонта с ________ по __________     Наименование и обозначение оборудования Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура планируемых работ* Объем планируемых работ Подразделение исполнителя работ (электростанции или организации - исполнителя ремонта) ед. измерения количество                         Руководитель                 (наименование эксплуатационного подразделения электростанции)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения электростанции исполнителя работ)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)     подпись, инициалы, фамилия

______________

* По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы.

Приложение № 9
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния котельной установки

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния котельной установки,

станц. №.___________, с паровым котлом

типа ________________, завод ____________________,

заводской № ________год пуска в эксплуатацию ________

Котельная установка находилась в ______________ремонте

(вид ремонта)

с __________ 20г. до ______20г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значения			Нормативный документ, регламентирующий параметр	Причины несоответст-вия значения после ремонта нормативному
			норма-тив	до ремонта	после ремонта
1.	Паропроизводитель ность приведенная к номинальным параметрам	т/ч
2.	Температура перегретого пара	оС
3.	Температура пара промперегрева	С
4.	Присосы холодного воздуха в топку	%
5.	Присосы в газоходы на участке «за КПП - за ДС»	%
6.	Присосы холодного воздуха в систему пылеприготовления	%
7.	Присосы в золоуловители	%
8.	Разрежение перед направляющими аппаратами дымососов, н. «А», «Б»	кгс/м2
9.	Степень открытия направляющих аппаратов дымососов, н. «А», «Б»	%
10.	Степень открытия направляющего аппарата вентилятора, н. «А», «Б»	%
11.	Температура уходящих газов за ДС, н. «А», «Б»	оС
12.	Потери тепла с уходящими газами, q2	%
13.	Потери тепла с механическим недожогом, q4	%
14.	Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление топлива	кВт*ч/т
15.	Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье	кВт*ч/ т пара
16.	Содержание в дымовых газах NOх за ДС (при =1,4)	мг/нм3
17.	Температура питательной воды перед котлом	С
18.	Расход питательной воды на котёл	т/ч
19.	Давление перегретого пара	кгс/м2
20.	Давление на напоре дутьевых вентиляторов, н. «А», «Б»	кгс/м2
21.	Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении	-
22.	Среднее содержание кислорода за ДС	%
23.	Степень открытия рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевого вентилятора, н. «А», «Б»	%
24.	Температура холодного воздуха, (температура на всасе ДВ)	оС
25.	Средняя температура воздуха за калориферами	оС
26.	Средняя температура горячего воздуха, tгв	оС
27.	Потери тепла с химическим недожогом, q3	%
28.	Потери тепла в окружающую среду, q5	%
29.	Потери тепла с физическим теплом шлака, q6	%
30.	К.п.д. котла «брутто» по обратному балансу	%
31.	Количество работающих горелок	шт.
32.	Количество ДРГ в работе	шт.
33.	Расход топлива, В	т/ч, нм3/ч
34.	Марка угля
35.	Количество работающих систем пылеприготовления	шт.
36.	Калорийность угля, Qнр	ккал/кг
37.	Тонкость пыли	%
38.	Зольность, Ар	%
39.	Влажность, Wр	%
40.	Содержание серы, Sпр.	%
41.	Содержание горючих в уносе, Гун	%
42.	Содержание горючих в шлаке, Гшл	. %
43.	Калорийность газа, Qнс	ккал/нм3
44.	Марка мазута	-
45.	Калорийность мазута, Qнр	ккал/кг
46.	Содержание серы в мазуте, Sр	%
47.	Температура мазута перед горелками, tм	С
48.	Калорийность торфа, Qнр	ккал/кг

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 10
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния паротурбинной установки

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния паротурбинной установки

станц. № ______ с турбиной типа (фирма)_______

заводской № __________, год выпуска __________, год пуска

в эксплуатацию _______________________.

Паротурбинная установка находилась в ______________________ремонте

(вид ремонта)

с __________20__ г. до ____________20__ г.

№ № п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Нормативный документ, регламентирующий параметр	Причины несоответствия значения после ремонта нормативному
			норматив	до ремонта	после ремонта
1.	Максимальная электрическая мощность турбины при проектной тепловой схеме	МВт
2.	Расход пара на турбину	т/ч
3.	Давление пара в регулирующей ступени	кгс/ см2
4.	Давление пара в контрольной ступени	кгс/ см2
5.	Давление пара в отборах турбины	кгс/ см2
6.	Температура питательной воды за каждым ПВД	°С
7.	Температура основного конденсата за каждым ПНД	°С
8.	Температурный напор каждого ПВД	°С
9.	Температурный напор каждого ПНД	°С
10.	Вертикальная составляющая виброскорости каждого подшипника	мм/с	4.5
11.	Поперечная составляющая виброскорости каждого подшипника	мм/с	4.5
12.	Осевая составляющая виброскорости каждого подшипника	мм/с	4.5
13.	Относительное расширение каждого цилиндра	мм
14.	Бой ротора при вращении на ВПУ	мм
15.	Прогиб каждого ротора	мм
16.	Частота вращения ротора при закрытых стопорных клапанах	об/ мин	1500
17.	Частота вращения ротора при закрытых регулирующих клапанах	об/ мин	1500
18.	Температура баббита вкладышей всех подшипников турбины	°С
19.	Давление масла в системе смазки на уровне оси турбины	кгс/ см2
20.	Температура масла на сливе с каждого подшипника	°С
21.	Максимальная температура баббита рабочих (установочных) колодок упорных подшипников турбины	°С
22.	Температурный напор в маслоохладителях	°С
23.	Температура масла после маслоохладителей	°С
24.	Гидравлическое сопротивление конденсатора	кгс/ см2
25.	Жесткость конденсата турбины	мкг-экв/л
26.	Присосы воздуха в конденсатор	кг/ час
27.	Содержание кислорода в конденсате после конденсатных насосов	мкг/л
28.	Температурный напор конденсатора	%
29.	Вакуум в конденсаторе при одном расходе циркводы, приведенный к температуре циркводы	кгс/ см2
30.	Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара)	%	4- 5 * Для турбин типа Р допускается 4,5-6,5
31.	Степень нечувствительности по частоте вращения	%	Не более 0,3 * Для турбин выпуска до 1950г. допускается до 0,5
32.	Степень неравномерности регулирования давления пара в отборах и противодавления	%
33.	Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и  противодавления	%	Не более 5 кПа (при давлении менее 0,25 МПа), Не более 2% (при давлении выше 0,25 МПа)

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 11
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния котла-утилизатора

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния котла-утилизатора,

станц. №.___________,

типа ________________, завод ____________________,

заводской № ________год пуска в эксплуатацию ________

Котел-утилизатор находился в ______________ремонте

(вид ремонта)

с __________ 20__ г. до ______20__ г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значения			Нормативный документ, регламенти-рующий параметр	Причины несоответствия значения после ремонта  и нормативного
			норматив	до  ремон-та	после ремонта
1.	Давление газов на входе в КУ	кПа
2.	Температура газов на входе в КУ	°С
3.	Температура уходящих газов	°С
4.	Температура наружного воздуха	°С
5.	Давление в барабане высокого давления	МПа
6.	Паропроизводительность высокого давления, приведённая к номинальным параметрам	т/ч
7.	Расход питательной воды высокого давления	т/ч
8.	Давление пара на выходе из КУ	МПа
9.	Температура пара на выходе из КУ	°С
10.	Давление в барабане среднего давления	МПа
11.	Паропроизводительность среднего давления, приведенная  к номинальным параметрам	т/ч
12.	Расход питательной воды среднего давления	т/ч
13.	Давление пара среднего давления	МПа
14.	Температура пара среднего давления	°С
15.	Давление в барабане низкого давления	МПа
16.	Паропроизводительность низкого давления приведённая к номинальным параметрам	т/ч
17.	Расход питательной воды низкого давления	т/ч
18.	Давление пара низкого давления	МПа
19.	Температура пара низкого давления	°С
20.	Давление пара на входе в промежуточный пароперегреватель	МПа
21.	Температура пара на входе в промежуточный пароперегреватель	°С
22.	Давление пара на выходе из промежуточного пароперегревателя, бар	МПа
23.	Температура пара на выходе из промежуточного пароперегревателя	°С
24.	Давление воды в ГПК	МПа
25.	Температура воды на входе в ГПК	°С
26.	Температура воды на выходе из ГПК	°С
27.	К.П.Д. котла-утилизатора	%
28.	Содержание кислорода в уходящих газах	%
29.	Содержание окислов азота (NO2)	мг/нм3
30.	Содержание окислов углерода (СО)	мг/нм3
31.	Эквивалентный уровень звука в зоне обслуживания	дБ
32.	Температура стенок ограждения газохода	°С

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 12
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния газовой турбины

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния газовой турбины,

станц. №.___________,

типа ________________, завод ____________________,

заводской № ________год пуска в эксплуатацию ________

Газовая турбина находилась в _________________ремонте

(вид ремонта)

с __________ 20__ г. до ______20__ г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Документ, устанавливающий нормативное значение	Причины несоответ-ствия значения нормативно-му
			норматив	до ремонта	после ремонта
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Температура наружного воздуха	°С
2.	Атмосферное давление	мм.рт. ст.
3.	Максимальная приведенная мощность турбины	МВт
4.	Удельный расход тепла (брутто)	МДж/с
5.	Расход газа на турбину	м3/ч
6.	Температура газа перед турбиной	°С
7.	Температура газа за турбиной	°С
8.	Давление продуктов сгорания перед турбиной	МПа
9.	Давление продуктов сгорания за турбиной	МПа
10.	Общая степень неравномерности частоты вращения	%
11.	Степень нечувствительности регулирования частоты вращения	%
12.	Давление воздуха за компрессором,	МПа
13.	Положение ВНА	%
14.	Концентрация оксидов азота ( Nox) в уходящих газах (при О2 6 %)	мг/м3
15.	Концентрация оксида углерода (СО) в уходящих газах (при О2 6 %)	мг/м3
16.	Содержание кислорода в уходящих газах	%
17.	Давление масла в системе смазки,	МПа
18.	Давление масла в системе регулирования	МПа
19.	Температура баббита вкладышей всех опорных подшипников,	°С
20.	Температура масла на сливе с каждого подшипника	°С
21.	Температура масла в системе смазки после маслоохладителей, ?С	°С
22.	Перепад давления на фильтрах КВОУ	кПа
23.	Перепад давления на фильтрах грубой очистки КВОУ	кПа
24.	Перепад давления на фильтрах тонкой очистки КВОУ	кПа
25.	Виброскосрость подшипниковых опор турбины, генератора и  компрессора	мм/с
26.	Виброперемещение вала в подшипниковых опорах	мм
27.	Уровень звукового давления	дБ

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 13
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния турбогенератора

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) _________________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния турбогенератора

станц. №__________ тип______________________

завод (фирма)___________________ год пуска в эксплуатацию ______

Турбогенератор находился в _____________в ремонте

(вид ремонта)

с ____________20__ г.до _____________20__ г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Документ, устанавливающий нормативное значение	Причины несоответствия значения нормативному
			норматив	до ремонта	после ремонта
1.	Мощность турбогенератора, при номинальном cos ?	МВт
Статор
Обмотка статора
2.	Сопротивление изоляции обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз) в горячем состоянии	МОм
3.	Сопротивление изоляции обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз) в холодном состоянии	МОм
Ротор
4.	Сопротивление изоляции обмотки ротора переменному току при скорости вращения (на выбеге до ремонта / при наборе числа оборотов после ремонта)	МОм
5.	0 об/мин	МОм
6.	500 об/мин	МОм
7.	1000 об/мин	МОм
8.	1500 об/мин	МОм
9.	2000 об/мин	МОм
10.	2500 об/мин	МОм
11.	3000 об/мин	МОм
12.	Сопротивление обмотки ротора постоянному току	МОм
Обмотка возбуждения и демпферная обмотка ротора
13.	Сопротивление изоляции цепи возбуждения со всей присоединенной аппаратурой	МОм
14.	Сопротивление изоляции обмотки коллекторного возбудителя и подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей)	МОм
Показатели вибрации
15.	Вибросмещение	мкм
16.	Виброскорость	мм/с
	Опорных подшипников:
1.	При развороте турбогенератора вблизи 1-ой критической скорости:
2.	Со стороны турбины
17.	вертикальная
18.	поперечная
19.	осевая
	Со стороны возбудителя
20.	вертикальная
21.	поперечная
22.	осевая
	При номинальном числе оборотов без возбуждения:
	Со стороны турбины
23.	вертикальная
24.	поперечная
25.	осевая
	Со стороны возбудителя
26.	вертикальная
27.	поперечная
28.	осевая
	Поперечная 100 Гц (полюсная):
29.	со стороны турбины
30.	со стороны возбудителя
	При нагрузке около 50% номинальной
	Со стороны турбины
31.	вертикальная
32.	поперечная
33.	осевая
	Со стороны возбудителя
34.	вертикальная
35.	поперечная
36.	осевая
	При нагрузке около 100% номинальной
	Со стороны турбины
37.	вертикальная
38.	поперечная
39.	осевая
	Со стороны возбудителя
40.	вертикальная
41.	поперечная
42.	осевая
43.	Корпуса статора
44.	Сердечника статора
45.	Лобовых частей обмотки статора
46.	Вибрация фундамента
Температуры активных частей турбогенератора и охлаждающей среды, °С
47.	Температура охлаждающей воды на входе в газоохладитель	°С
48.	Температура охлаждающего конденсата на входе к обмоткам ротора, статора, активной стали статора	°С
	Температура выходящей охлаждающей жидкости из:	°С
49.	обмотки статора
50.	обмотки ротора
51.	газоохладителей
	Температура газа, поступающего в:	°С
52.	газоохладители
53.	сердечник статора
54.	обмотку статора
	Температура газа, выходящего из:	°С
55.	газоохладителей
56.	сердечника статора
57.	обмотки статора
58.	щеточной траверсы
	Температуры:	°С
59.	обмотки статора
60.	обмотки ротора
61.	сердечника статора
62.	газа в корпусе турбогенератора
	Температура баббита вкладышей опорных подшипников	°С
63.	со стороны турбины
64.	со стороны возбудителя
Охлаждение статора турбогенератора
65.	Давление водорода в корпусе статора	кгс/ см2
66.	Чистота водорода	%
67.	Содержание кислорода в водороде	%
68.	Абсолютная влажность водорода	г/м3
69.	Суточная утечка водорода в собранном турбогенераторе при рабочем давлении	кгс/ см2
	Содержание водорода в картерах опорных подшипников	%
70.	со стороны турбины
71.	со стороны возбудителя
	Температура баббита вкладышей уплотнения вала	°С
72.	Со стороны турбины
73.	Со стороны генератора
74.	Перепад давления «уплотняющее масло - водород»	кгс/см2

ПРИМЕЧАНИЯ

1. Все параметры технического состояния турбогенератора и его составных частей: электрическое сопротивление, параметры охлаждающей среды, температуры активных частей турбогенератора, вибрация и пр. должны определяться методами, аппаратурой, инструментом и измерительными приборами в соответсвии с обязательными требованиями к объемам и нормам испытаний электрооборудования.

2. Тепловые испытания активных частей турбогенератора проводятся в соответсвии с обязательными требованиями к объемам и нормам испытаний электрооборудования..

3. Вибрация опорных подшипников турбогенераторов и их возбудителей измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема - в осевом и поперечном направлениях.

Форма фиксация скоростной вибрационной характеристики турбогенератора.

Место замера и параметры вибрации		Частота вращения ротора, об/мин
		Единицы измерения	200	400	600	800	1000	1-ая кри- тическая	1200	1400	1600	1800	2000
1. Опорный подшипник (вал ротора) ст. турбины
Вертикаль-ная	фаза	град.
	смещ.	мкм
Поперечная	фаза	град.
	смещ.	мкм.
2. Опорный подшипник (вал ротора) ст. возбуд.
Вертикаль-ная	фаза	град.
	смещ.	мкм
Поперечная	фаза	град.
	смещ.	мкм

Примечание: 1-ая критическая частота вращения фиксируется и заносится в графу «частота вращения». В таблице столбец параметров 1-ой критической скорости приведен произвольно.

4. Вибрация сердечника и корпуса статора определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов. В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении неудовлетворительного состояния стальных конструкций статора (контактная коррозия, повреждения узлов крепления сердечника). Вибрация измеряется в радиальном направлении в сечении, по возможности близком к середине сердечника.

5. Вибрация лобовых частей обмотки определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов.

В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении истирания изоляции или ослаблении крепления обмотки, появления водорода в газовой ловушке или частых течей в головках обмотки с водяным охлаждением и соответственно водородным или воздушным заполнением корпуса.

Вибрация измеряется в радиальном и тангенциальном направлении вблизи головок трех стержней обмотки статора.

6. Проверка плотности системы жидкостного охлаждения обмотки статора проводится избыточным статическим давлением воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соединительными шлангами наружного диаметра 28 мм (Dвнутр = 21 мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (Dвнутр = 15 мм), если в заводских инструкциях не указаны другие, более жесткие требования.

Продолжительность испытания 24 часа.

При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно быть более чем на 0,5 %. Перед окончанием испытания следует тщательно осмотреть обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.

Проверка плотности жидкостного охлаждения обмотки ротора и других составных частей и устройств проводится согласно заводским рекомендациям.

7. Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях турбогенератора производится у генераторов с водородным охлаждением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки, проверка производится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом выходном вентиле за определенный промежуток времени. Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в заводских инструкциях.

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 14
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния синхронного компенсатора (шунтирующего реактора)

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния синхронного компенсатора (шунтирующего реактора),

станционный (подстанционный) № _________, тип _________

завод (фирма)________________, заводской № ________

год выпуска __________, год пуска в эксплуатацию________

Синхронный компенсатор (шунтирующий реактор) находился в ________________________ремонте

(вид ремонта)

с _________20__ г. до ______________20__ г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Документ, устанавливающий нормативное значение	Причины несоответствия значения нормативному
			норматив	до ремонта	после ремонта
Шунтирующий реактор
1.	Состояние активной части	-
2.	Состояние электростатического экрана	-
3.	Состояние бумажной изоляции обмотки	-
4.	Сопротивление обмотки постоянному току	Ом
5.	Сопротивление изоляции обмотки	МОм
6.	Тангенс угла диэлектрических потерь (tg ?) изоляции обмотки	%
7.	Электрическая емкость обмоток	пФ
8.	Испытания изоляции с измерением частичных разрядов при испытании возбуждением	кВ
9.	Испытание изоляции полными грозовыми импульсами	кВ
10.	Испытание изоляции коммутационными импульсами (реакторы 330 кВ и выше)	кВ
Испытание пробы масла
11.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
12.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
13.	Значение температуры вспышки	°С
14.	Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С	%
15.	Результаты хроматографического анализа масла на содержание газов (ХАРГ)	% от объема
Высоковольтные вводы
16.	Замечания по состоянию фарфора высоковольтных вводов
17.	Сопротивление изоляции	МОм
18.	Тангенс угла диэлектрических потерь	%
19.	Электрическая емкость	пФ
Состояние масла ввода
20.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
21.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
22.	Значение температуры вспышки	°С
23.	Тангенс угла диэлектрических потерь	%
Синхронный компенсатор
Статор
Обмотка статора
1.	Сопротивление изоляции обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз)в горячем состоянии	МОм
2.	Сопротивление изоляции обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз)в холодном состоянии	МОм
3.	Сопротивление обмоток постоянному току	Ом
Ротор
4.	Сопротивление изоляции обмотки ротора	МОм
5.	Сопротивление обмотки ротора переменному току	Ом
Обмотка возбуждения
6.	Сопротивление изоляции цепи возбуждения со всей присоединенной аппаратурой	МОм
Показатели вибрации
	Вибросмещение	мкм
	Виброскорость	мм/с
	Опорных подшипников:
7.	вертикальная
8.	поперечная
9.	осевая
	Со стороны возбудителя
10.	вертикальная
11.	поперечная
12.	осевая
	Контактных колец ЩКА:
13.	вертикальная
14.	поперечная
Температуры активных частей и охлаждающей среды
Температура выходящей охлаждающей жидкости из:
15.	обмотки статора	°С
16.	обмотки ротора	°С
Температуры:
17.	обмотки статора	°С
18.	обмотки ротора	°С
19.	сердечника статора	°С
20.	Утечка водорода в собранном синхронном компенсаторе при рабочем давлении	%

Примечание: В пп. 24, 25 сопротивление изоляции записывается в виде дроби, в числителе которой указывается сопротивление изоляции через 60 с после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 с.

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 15
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора)

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора)

станционный (подстанционный) № _____________________,

заводской номер ____________, тип ______________,

завод (фирма) __________, год выпуска ___________,

год пуска в эксплуатацию _______________________

Трансформатор (автотрансформатор) находился в _____________________ремонте

(вид ремонта)

с ______________20__ г. до ________________20__ г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Документ, устанавливающий нормативное значение	Причины несоответствия значения после ремонта нормативному
			норматив	до ремонта	после ремонта
Потери холостого хода
1.	Потери холостого хода	%
Обмотка и сердечник
2.	Наличие замечаний по состоянию ярма магнитопровода	шт.
3.	Состояние бумажной изоляции обмоток, степень полимеризации бумажной изоляции	ед.
Сопротивление обмоток постоянному току в среднем положении РПН или ПБВ
4.	ВН	Ом
5.	СН	Ом
6.	НН	Ом
Сопротивление изоляции обмоток
7.	ВН - корпус	МОм
8.	СН - корпус	МОм
9.	НН - корпус	МОм
10.	ВН - СН+НН+корпус	МОм
11.	СН - ВН+НН+корпус	МОм
12.	НН - СН+НН+корпус	МОм
Сопротивление изоляции
13.	ярмовых балок	МОм
14.	прессующих колец	МОм
15.	стяжных шпилек (бандажей)	МОм
16.	ярма	МОм
17.	магнитопровода	МОм
Тангенс угла диэлектрических потерь (tg ?) изоляции обмоток
18.	ВН - СН+НН+корпус	%
19.	СН - ВН+НН+корпус	%
20.	НН - СН+НН+корпус	%
Электрическая емкость обмоток
21.	ВН	пФ
22.	СН	пФ
23.	НН	пФ
Коэффициент трансформации
24.	ВН-СН
25.	ВН-НН
26.	СН-НН
Сопротивление короткого замыкания
27.	ВН-СН	Ом
28.	ВН-НН	Ом
29.	СН-НН	Ом
Влагосодержание твердой изоляции
30.	Влагосодержание твердой изоляции	%
Трансформаторное масло
31.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
32.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
33.	Значение температуры вспышки	°С
34.	Значение тангенса угла диэлектрических потерь при 90°С	%
	Соответствие результатов хроматографического анализа масла на содержание газов (ХАРГ) нормативам
35.	H2	% от объема
36.	CH4	% от объема
37.	СО	% от объема
38.	СО2	% от объема
39.	С2Н4	% от объема
40.	С2Н6	% от объема
41.	С2Н2	% от объема
Высоковольтные вводы
42.	Замечания по состоянию фарфора высоковольтных вводов	шт.
Сопротивление изоляции
43.	ВН	МОм
44.	СН	МОм
Тангенс угла диэлектрических потерь
45.	ВН	%
46.	СН	%
Электрическая емкость
47.	ВН	пФ
48.	СН	пФ
Состояние масла ввода ВН
49.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
50.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
51.	Значение температуры вспышки	°С
52.	Тангенс угла диэлектрических потерь	%
Состояние масла ввода СН
53.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
54.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
55.	Значение температуры вспышки	°С
56.	Тангенс угла диэлектрических потерь	%
Устройство регулирования напряжения
Анализ масла из бака РПН
57.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
58.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
59.	Значение температуры вспышки	°С
60.	Значение тангенса угла диэлектрических потерь при 90°С	%
61.	Влагосодержание	% (г/т)
62.	Содержание механических примесей	%
63.	Содержание водорастворимых кислот и щелочей
64.	Соответствие результатов хроматографического анализа масла на содержание газов (ХАРГ) нормативам	% от объема
Механическая часть РПН (ПБВ)
65.	Наличие замечаний по состоянию устройства регулирования напряжения	шт.
66.	Наличие замечаний по состоянию контактора РПН	шт.
67.	Наличие замечаний по состоянию привода устройства регулирования напряжения	шт.
Система охлаждения
68.	Наличие замечаний по состоянию вентиляторов системы охлаждения	шт.
69.	Наличие замечаний по состоянию трубопроводов и запорной арматуры системы охлаждения	шт.
70.	Наличие замечаний по состоянию шкафа автоматического управления охлаждением трансформатора (ШАОТ)	шт.

Заливка маслом проводилась ____________________________________________

(метод заливки, вакуум, продолжительность заливки)

____________________________________________________________________

Продолжительность отстоя масла до испытания ____________________________

Продолжительность соприкосновения активной части с окружающим воздухом, ч

____________________, температура активной части, измеренная на верхнем ярме магнитопровода, в начальный период соприкосновения с воздухом, 0С_________________, в

конце 0С _______________.

Ремонт производился в условиях ______________________________________

(завода, энергопредприятия)

Метод нагрева _________________, продолжительность, ч ________________.

Примечания:

1.Измерения изоляции проводить в соответствии с обязательными требованиями к объемам и нормам испытаний электрооборудования.

2. Образцы твердой изоляции по п. 11 отобрать в начале вскрытия и перед заливкой активной части маслом.

Результаты испытаний, измерений маслонаполненных вводов проводятся в соответствии с обязательными требованиями к объемам и нормам испытаний электрооборудования.

Наименование	Показатели						Ней-траль	Примечание
	ВН			СН
	А	В	С	А	В	С
Номера ввода								Данные приводятся в числителе - после ремонта, в знаменателе - до ремонта.
Испытательное напряжение, кВ
Продолжительность испытания, мин
tg изоляции,%
Сопротивление изоляции, Мом
Масло из вводов:
Пробивное напряжение, Кв
Кислотное число, мг КОН/г
Температура вспышки, 0С
Контроль изоляции под рабочим напряжением
?tg
?Y/Y

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 16
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния выключателя напряжением 110 кВ и выше

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния выключателя напряжением 110 кВ и выше

станционный (подстанционный) № _________, тип _________

завод (фирма)________________, заводской № ________

год выпуска __________, год пуска в эксплуатацию________

Выключатель находился в _______________ ремонте

(вид ремонта)

с _________20__ г. до ______________20__ г.

№ п/п	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Документ, устанавливающий нормативное значение	Причины несоответствия значения после ремонта нормативному
			норматив	до ремонта	после ремонта
Состояние главных цепей выключателя
1.	Сопротивление основной изоляции выключателя	МОм
2.	Сопротивление контактов главных цепей выключателя (переходное сопротивление)	мкОм
Состояние вторичных цепей выключателя
3.	Сопротивление изоляции вторичных цепей	МОм
Состояние кинематики выключателя с приводом
4.	Собственное время отключения выключателя без напряжения	с
5.	Одновременность включения фаз	-
Высоковольтные вводы
6.	Замечания по состоянию фарфора высоковольтных вводов	шт.
Сопротивление изоляции
7.	ВН	МОм
8.	СН	МОм
Электрическая емкость
9.	ВН	пФ
10.	СН	пФ
Ресурс выключателя
11.	Количество операций отключение-включение	шт.
12.	Количество отключений токов КЗ	шт.
Масляный выключатель
Соответствие гасящей среды нормативу
13.	Величина пробивного напряжения при испытаниях масла	кВ
14.	Значение кислотного числа	мг KOH/г масла
15.	Значение температуры вспышки	°С
16.	Тангенс угла диэлектрических потерь	%
Воздушный выключатель
17.	Сопротивления изоляции воздухопроводов, опорных и подвижных частей	МОм
18.	Сопротивление изоляции многоэлементных изоляторов	МОм
19.	Значение измеренной емкости конденсаторов делителей напряжения	пФ
20.	Давление, при котором первый контакт отделителя начинает двигаться на замыкание (давление отлипания)	МПа
21.	Падение (сброс) давления в резервуаре при отключении	МПа
22.	Расход воздуха на вентиляцию выключателя	л/ч
23.	Расход воздуха на утечки во включенном положении выключателя	л/ч
24.	Расход воздуха на утечки в отключенном положении выключателя	л/ч
Элегазовый выключатель
Сопротивление изоляции обмоток встроенного трансформатора тока
25.	первичной	МОм
26.	вторичной	МОм
27.	Значение измеренной емкости конденсаторов делителей напряжения	пФ
28.	Давление газа выключателя при температуре замера	МПа
29.	Плотность элегаза	кг/м3
30.	Утечка элегаза в год	%
31.	Cодержание влаги в элегазе	%
32.	Содержание кислотных примесей	%
33.	Содержание кислорода	%
34.	Время включения выключателя	с
35.	Время отключения выключателя	с
36.	Сопротивление постоянному току контактов главной цепи	МОм
37.	Минимальное напряжение срабатывания выключателя	кВ

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 17
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости основных параметров технического состояния золоулавливающей установки

Наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ______________________________________________________________________

ВЕДОМОСТЬ

основных параметров технического состояния золоулавливающей установки

типа ________________, завод

___________________, заводской № ________________,

год пуска в эксплуатацию ________________________,

золоулавливающая установка установлена за котлом

_____________типа_____________, станц. №_________

и находилась в __________________________ремонте

(вид ремонта)

с __________20__ г. до ______________20__ г.

Параметр технического состояния	Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или измерений		Приме- чание
		до капитального ремонта	после капитального ремонта

1	2	3	4	5
1.Температура газов, поступающих на очистку,0С
2. Температура газов за золоулавливающей установкой,0С
3. Содержание горючих в уносе,%
4. Расход твердого топлива, т/ч
5. Избыток воздуха перед золоулавливающей установкой
6. Избыток воздуха после золоулавливающей установки
7. Присосы воздуха в золоулавливающей установке, %
8. Объем дымовых газов, поступающих на очистку при нормальных условиях, м3/ч
9. Сопротивление золоулавливающей установки, Па (кгс/см2)
10. Расход воды на орошение золоулавливающей установки, т/ч
11. Удельный расход воды на орошение труб Вентури, т/ч
12. Количество золы, уходящей с дымовыми газами в атмосферу, т/ч
13. Удельный расход электроэнергии на очистку 1000 м3 газа, кВт/ч
14. Скорость дымовых газов в электрофильтре: горловине трубы Вентури, м/с
15. Степень очистки дымовых газов, %
16. Запыленность дымовых газов при нормальных условиях:
перед золоулавливающей установкой, г/м3
после золоулавливающей установки, г/м3
17. Вольтамперные характеристики электрофильтров:
на воздухе, кВ
мА
на дымовых газах, кВ
мА

Правила заполнения: при наличии нескольких параллельно работающих золоулавливающих аппаратов показатели указывать для каждого аппарата и средний показатель на установку в целом

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________ ______________________________

подпись                               инициалы, фамилия

Приложение № 18
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости дополнительных работ по ремонту

УТВЕРЖДАЮ ___________________________________________________________ _______________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)             должность технического руководителя _____________________  _____________________ подпись            инициалы, фамилия _____________ дата ВЕДОМОСТЬ дополнительных работ по ____________________ ремонту вид ремонта __________________________ установки станционный № _________ наименование Срок ремонта с ___________ по ________________ Наименование и обозначение оборудования Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура дополнительных работ Объем дополнительных работ Основание (причины) для включения дополнительных работ Подразделение исполнителя работ (электростанции или организации - исполнителя ремонта) ед. измерения количество                         Руководитель                 (наименование эксплуатационного подразделения электростанции)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения электростанции исполнителя работ)     подпись, инициалы, фамилия Руководитель                 (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)     подпись, инициалы, фамилия

Приложение № 19
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма протокола исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту

УТВЕРЖДАЮ ___________________________________________________________ _______________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)             должность технического руководителя _____________________  _____________________ подпись            инициалы, фамилия _____________ дата ПРОТОКОЛ исключения работ из ведомости планируемых работ по_________________ремонту вид ремонта _________________________установки станционный № _____ наименование Срок ремонта с _____________ по ______________ Наименование и обозначение оборудования Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура исключаемых работ Объем исключаемых работ Причины исключения работ ед. измерения количество                         Руководитель                 (наименование эксплуатационного подразделения электростанции)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения электростанции исполнителя работ)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)     подпись, инициалы, фамилия

Приложение № 20
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки)

УТВЕРЖДАЮ _________________________________ должность технического руководителя __________________________________ наименование субъекта электроэнергетики ____________ ______________________ подпись  инициалы, фамилия ____________ дата     Акт готовности ____________________________________________ к капитальному (среднему) наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ремонту энергоблока (_____________ установки), станц. №______         Комиссия в составе: Председателя ______________________________________________ (должность, организация, инициалы, фамилия) и членов комиссии: _____________________________________________________ (должность, организация, инициалы, фамилия) _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ " " ____________20   г. проверили готовность _____________________________ наименование электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока ( ____________установки), станц.№ выводимой в ремонт с ______20   г. на срок _______________ суток. 1. Проверкой выполнения плана подготовки ремонта оборудования энергоблока (______________ установки), проведенной комиссией установлено следующее:     1.1. Заключен(о) договор от             №            (доп. соглашение) от            №           к договору от            №           с ремонтным предприятием                                             .     1.2. Запасные части, материалы, оборудование взамен выработавшего ресурс подготовлены (не) полностью. Для выполнения ремонта в соответствии с планом электростанции недостает: _______________________________________________________ ________________________________________________________________ ________________________________________________________________     1.3. Производственные бригады собственного ремонтного персонала и организаций - исполнителей ремонта сформированы в (не)- полном численном и профессиональном составе В производственных бригадах недостает:_________________________
_______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________     1.4. Грузоподъемные средства, технологическая оснастка, средств механизации, посты энергоносителей, ремонтные площадки подготовлены (не)- полностью. Необходимо подготовить:____________________________________ ________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________     1.5. График производства ремонтных работ, технологические, нормативные и организационные документы, определяющие производственные задания подразделениям- исполнителям ремонта подготовлены (не) полностью. Не подготовлены следующие документы:_________________________ ________________________________________________________________________     1.6. Кроме того, из плана подготовки к ремонту энергоблока (_____________установки) не выполнены следующие организационно-технические мероприятия:     Наименование мероприятия Подразделение- Исполнитель Сроки исполнения Причины невыполнения Начало Окончание                         2. На основании результатов проверки комиссия заключает: 2.1. Электростанция к выполнению ремонта в сроки установленные планом (не) готова. 2.2. План подготовки ремонта оборудования (_____________установки) выполнен в (не) полном объеме. 2.3. Для обеспечения производства работ в соответствии с планом ремонта необходимо выполнить следующие мероприятия:         Наименование мероприятия Подразделение- исполнитель Срок выполнения
2.4. Для обеспечения выполнения ремонта в установленные сроки необходимо из ведомостей работ по ремонту (____________________ установки) исключить следующие работы:                     Наименование, обозначение Оборудования Наименование сборочных единиц (узлов) Перечень исключаемых работ                 2.5.Для обеспечения выполнения ремонта _______________________ установки) в полном объеме согласно плану необходимо календарные сроки ремонта изменить: начало ________________, окончание __________________.     Председатель комиссии _____________ _________________________ подпись                       инициалы, фамилия Члены комиссии             _____________ _________________________ подпись                      инициалы, фамилия _____________ _________________________ подпись                      инициалы, фамилия

Приложение № 21
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта дефектации оборудования установки

УТВЕРЖДАЮ     ______________________________________________         __________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) должность технического руководителя ____________ _____________________ подпись       инициалы, фамилия ____________ дата         АКТ дефектации оборудования _________________ установки наименование станц. № ________, находящегося в ________________ ремонте вид ремонта с __________ по ___________.     Комиссия в составе: председателя _______________________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия и членов комиссии:______________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ составила настоящий акт в том, что:     1. На основании результатов контроля и диагностирования технического состояния сборочных единиц (узлов) и деталей основного и вспомогательного оборудования установлены дефекты, приведенные в прилагаемых актах о выявленных дефектах оборудования.     2. Для устранения обнаруженных дефектов требуется выполнение работ (не предусмотренных ведомостью планируемых работ по ремонту), приведенных в прилагаемой ведомости дополнительных работ по ремонту.         3. На основании результатов контроля и диагностирования технического состояния сборочных единиц (узлов) и деталей оборудования необходимо исключить из ведомости планируемых работ по ремонту выполнение работ, приведенных в прилагаемом протоколе исключения работ.

4. Для выполнения работ, приведенных в ведомости дополнительных работ по ремонту необходимо наличие следующих материально-технических ресурсов: ______________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________     5. Производство работ, приведенных в ведомости дополнительных работ по ремонту при наличии материально-технических ресурсов указанных в п.4 настоящего акта с учетом технологических возможностей их выполнения потребует в соответствии с корректированным графиком выполнения ремонтных работ увеличения продолжительности ремонта на ______ суток и изменение срока _________________________ ремонта ________________ вид ремонта  наименование установки ст. № ___ с ________ по __________ дата  дата ( не требует изменения продолжительности и сроков ремонта)     Приложения: Акты о дефектах оборудования ______________ количество Ведомость дополнительных работ по ремонту Протокол исключения работ по ремонту         Председатель комиссии _____________ _________________________ подпись                       инициалы, фамилия Члены комиссии             _____________ _________________________ подпись                      инициалы, фамилия _____________ _________________________ подпись                      инициалы, фамилия

Приложение № 22
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта о выявленных дефектах оборудования

УТВЕРЖДАЮ

______________________________________________            __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)  должность технического руководителя

____________ _____________________

подпись             инициалы, фамилия

____________

дата

Акт о выявленных дефектах _______________________________________ наименование оборудования ст. номер_________тип/марка ___________________________________________     Комиссия в составе: председателя _____________________________________________________ должность, предприятие, фамилия, инициалы и членов комиссии___________________________________________________________ должность, предприятие, фамилия, инициалы составила настоящий акт в том, что во время ________ремонта _________установки ст. № __ вид ремонта  наименование произведена дефектация _____________________________ наименование оборудования     1. В процессе контроля и диагностирования узлов и деталей обнаружено следующие дефекты: _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ (Перечисляются дефекты) 2. Для устранения обнаруженных дефектов требуется выполнение следующих работ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ (Перечень необходимых работ и материалов) 3. Перечень прилагаемых к акту протоколов и заключений. _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ Руководитель эксплуатационного подразделения ___________ ___________________ подпись  инициалы, фамилия Ответственный представитель электростанции _____________ _______________ подпись  инициалы, фамилия     Представитель подразделения по планированию __________ _______________ и подготовке ремонтов подпись  инициалы, фамилия     Руководитель ремонта установки _________ ________________ подпись  инициалы, фамилия     Мастер по ремонту оборудования организации -  __________ ________________ исполнителя ремонта подпись  инициалы, фамилия

Приложение № 23

к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта об использовании для ремонта материалов - заменителей

УТВЕРЖДАЮ     ____________________________________________            __________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)                       должность технического руководителя ____________  _____________________ подпись        инициалы, фамилия ____________ дата     АКТ об использовании для ремонта материалов- заменителей Комиссия в составе: Председателя _________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия и членов комиссии _____________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия составила настоящий акт о нижеследующем:     При __________________ ремонте __________________________ вид ремонта наименование установки станционный № ____, проведенному с ___________ по __________, для изготовления перечисленных ниже составных частей (деталей) оборудования вместо материалов, указанных в конструкторской документации использованы допущенные к применению материалы-заменители, качество которых подтверждено сертификатами.     Наименование, обозначение (КД, ТУ, ГОСТ) составной части Материал ГОСТ, ТУ, марка Причина замещения Срок контроля технического состояния составной части по чертежу заменитель     наименование и обозначение оборудования 1.                 2.                 3.

наименование и обозначение оборудования 1.                 2.                 3.                 Председатель комиссии ____________ ___________________ подпись  инициалы, фамилия Члены комиссии ____________ ___________________ подпись  инициалы, фамилия

Приложение № 24
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости выполненных работ по ремонту

УТВЕРЖДАЮ ____________________________________________________________                ____________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)                    должность технического руководителя ____________  ____________________ подпись  инициалы, фамилия ____________ дата ВЕДОМОСТЬ выполненных работ по _________________ремонту вид ремонта _____________________ станционный №________ наименование установки Срок ремонта с ____________ по _______________     Наименование и обозначение оборудования Даты выполнения работ начало/окончание Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура выполненных работ* Объем выполненных работ Подразделение исполнителя работ (электростанции или организации - исполнителя ремонта) ед. измерения количество                         Руководитель                 (наименование эксплуатационного подразделения электростанции)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения электростанции исполнителя ремонта)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)     подпись, инициалы, фамилия

* По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы

Приложение № 25
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки из ремонта оборудования энергоустановки

УТВЕРЖДАЮ     ___________________________________________              __________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)     должность технического руководителя ____________ _____________________ подпись       инициалы, фамилия ____________ дата     АКТ на приемку из _______________________ ремонта оборудования вид ремонта _________________________ станционный №_____ наименование установки                 Комиссия в составе: председателя ________________________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия и членов комиссии ____________________________________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия ____________________________________________________________________________ составила настоящий акт в том, что:     1. В период с ___________________ по ______________________ при плановом сроке с _____________по _____________ в соответствии с ведомостью планируемых работ и планом ремонта, уточненными по результатам дефектации оборудования (не в полном соответствии с ведомостью и нарушением плана), организацией _____________________________ наименование организации по договору № ________ от ____________ выполнен ремонт оборудования установки.     2. Причины несоответствия с ведомостью планируемых работ и нарушений плана ремонта _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________
3. Комиссией рассмотрены следующие организационно-технические документы: _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ 4. На основании представленных документов и результатов приемо-сдаточных испытаний произведена приемка оборудования из ремонта и установлены следующие оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ:     Наимено-вание оборудо-вания (составной части) Станцион-ный № Тип Оценка качества отремонтированного оборудования Оценка качества выполненных ремонтных работ предвари-тельная оконча-тельная предвари-тельная оконча-тельная                                 5. Причины изменения предварительной оценки качества отремонтированного оборудования _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________     6. Причины изменения предварительной оценки качества выполненных ремонтных работ ________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________     7. Оборудование включено под нагрузку _________________ дата в______________ час. ___________ мин.     На основании изложенного выше отремонтированное оборудование с _____ час. _______ мин. ________________ считается принятым Заказчиком из ремонта. дата     8. Гарантийный срок эксплуатации*(2)*отремонтированного оборудования (составных частей) __________________________________________________________________________ продолжительность в месяцах с момента включения оборудования под нагрузку.     9. За качество выполненных ремонтных работ организации ____________________ наименование организации устанавливается общая оценка предварительно _________________ окончательно __________________

10. В период подконтрольной эксплуатации производятся остановы и выполняются следующие работы:     Наименование оборудования (составной части) Станцион-ный № Тип Перечень работ Продолжитель-ность останова                         11. На этом обязательства организации по указанному договору считаются выполненными.     12. Заказчику переданы следующие технические документы: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________         Председатель комиссии _______________ ___________________________ подпись  инициалы, фамилия     Члены комиссии            _______________ ___________________________ подпись                   инициалы, фамилия     _______________ ___________________________ подпись                   инициалы, фамилия

Приложение № 26
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки из ремонта установки

УТВЕРЖДАЮ     __________________________________________                     ___________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)              должность технического руководителя ______________  _____________________ подпись               инициалы, фамилия ____________ дата АКТ на приемку из ________________________ ремонта вид ремонта     _______________________ установки станционный № _______ наименование _________________ дата     Комиссия в составе: председателя ________________________________________________________________ (должность, организация, инициалы, фамилия) и членов комиссии ____________________________________________________________________________ (должность, организация, инициалы, фамилия) ____________________________________________________________________________ составила настоящий акт о нижеследующем: 1. _________________________________________ станционный № ____________ (наименование установки) находилась в _______________________ремонте с ______________ по _______________ (вид ремонта) при плановых сроках с _______________ по ________________.     Ремонт выполнен за ___________ календарных часов при плане _________календарных часов.     2. Причины увеличения продолжительности ремонта сверх плана_______________ _____________________________________________________________________________     3. Комиссией рассмотрены следующие представленные документы: _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________     4. Комиссией произведена проверка пожарной безопасности отремонтированной энергоустановки, по результатам которой установлено: - отремонтированное основное и вспомогательное оборудование ____________ установки (наименование) соответствует (не соответствует) нормам и требованиям пожарной безопасности, установленным в нормативных правовых актах и правилах в области пожарной безопасности; - мероприятия по устранению нарушений норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и отремонтированного оборудования_____________________  установки выполнены (не выполнены). (наименование) Причины невыполнения___________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ Комиссия посредством осмотра установила, что на площадках размещения отремонтированной установки и непосредственно на установке: - предусмотренные проектной и конструкторской документацией средства сигнализации о возникновении пожарной опасности, стационарные средства пожаротушения находятся (не находятся) в работоспособном состоянии; - прошедшие проверку переносные средства пожаротушения имеются (не имеются) в наличии; - пути эвакуации персонала в случае пожара свободны (не свободны) для перемещения людей, задействовано (не задействовано) рабочее и эвакуационное освещение, установлены (не установлены) указатели направления эвакуации; - персонал, обслуживающий площадки размещения оборудования установки, прошел (не прошел) в установленном порядке инструктаж и проверку знаний по пожарной безопасности, обучен (не обучен) действиям при возникновении пожара; - на электростанции имеется (отсутствует) персонал, ответственный за техническое состояние технических систем пожарной сигнализации и пожаротушения. На основании рассмотренных документов и результатов осмотра комиссия считает необходимым устранить следующие недостатки по обеспечению пожарной безопасности объекта:             Отремонтированная _____________ установка принимается из ремонта с оценкой  (наименование) пожарной безопасности _________________________________________________. 5. На основании рассмотренных документов и результатов приемо-сдаточных испытаний, проведенных в соответствии с     _____________________________________________________________________________ (наименование программ приемо-сдаточных испытаний) _____________________________________________________________________________
отремонтированному оборудованию, входящему в состав установки, установлены следующие оценки качества:     Наимено-вание оборудо-вания (составных частей) Станци-онный № Тип Оценка качества отремонтированного оборудования Причины изменения оценки качества отремонти-рованного оборудования (составных частей) Органи-зация-исполни-тель ремонта предвари-тельная оконча-тельная                                 6. На основании результатов подконтрольной эксплуатации и оценок качества отремонтированного оборудования, отремонтированная установка принимается в постоянную эксплуатацию с окончательной оценкой ____________________     7. На основании проверки выполнения установленных требований и оценок качества отремонтированного оборудования (составных частей), входящего в состав установки организациям - исполнителям ремонта за качество выполненных ремонтных работ комиссией устанавливаются оценки: Наименование организация-исполнителя ремонта Оценка качества выполненных ремонтных работ Причины изменения оценки качества выполненных ремонтных работ предварительная окончательная                     8. В течение подконтрольной эксплуатации проводятся остановы оборудования и выполняются следующие работы: Наименование оборудования Станционный № Тип Перечень работ Продолжительность останова                         Председатель комиссии _______________ ___________________________ (подпись)  (инициалы, фамилия)     Члены комиссии _______________ ___________________________ (подпись)  (инициалы, фамилия)

Приложение № 27
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма решения о применении вида организации ремонта по техническому состоянию

СОГЛАСОВАНО	УТВЕРЖДАЮ
	______________________________________________ должность технического руководителя __________________  ____________________________ подпись                   инициалы, фамилия _____________ дата

Решение

о возможности применения ремонта по техническому состоянию ____________________________________ станционный (диспетчерский) №

(наименование ЛЭП, оборудования, тип) _____________________________

(наименование субъекта электроэнергетики)

г.________________      «___» __________201_г.

1. Комиссия в составе:

председателя ______________________________________________________

(должность, организация, Ф.И.О.)

членов комиссии: ___________________________________________________

(должность, организация, Ф.И.О.)

__________________________________________________________________

2. Провела проверку работоспособности и исправности автоматизированной системы контроля технического состояния ___________

_______________________________ ст. № _____________________________,

(наименование основного оборудования, тип)     (наименование электростанции)

состав входных и выходных параметров и показателей технического состояния наличие в системе их допустимых и предельных значений, позволяющих достоверно определить фактическое техническое состояние___

_______________________________.

(наименование основного оборудования, тип)

3. Рассмотрела представленные субъектом электроэнергетики:

3.1. Локальный нормативный акт _______________________________________,

(наименование и обозначение документа)

устанавливающий периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и, соответствующие, их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять

фактическое техническое состояние __________________________________

(наименование ЛЭП, оборудования, тип)

и его изменение в период до следующего выполнения контроля, его полноту, обоснованность установленных норм и требований и его соответствие требованиям Правил ТОиР.

3.2. Технико-экономическое обоснование эффективности применения ремонта по техническому состоянию_______________________________________.

(наименование ЛЭП, оборудования , тип)

4. На основании результатов проверки функционирования автоматизированной системы контроля технического состояния

_______________________________ ст. № _____________________________,

(наименование основного оборудования, тип)     (наименование электростанции)

и результатов анализа, представленных субъектом электроэнергетики документов, комиссия (не) считает технически возможным и экономически целесообразным применение ремонта по техническому состоянию для

_______________________________ ст. № _____________________________,

(наименование основного оборудования, тип)     (наименование электростанции)

с периодичностью контроля технического состояния _______ часов эксплуатации при соблюдении следующих условий и выполнении следующих мероприятий:

4.1. В процессе эксплуатации _______________________________________

4.2. В первый останов для контроля технического состояния _____________

_______________________________________________________________

4.3. В первый ремонт по техническому состоянию _________________

____________________________________________________________

5. Особое мнение членов комиссии (не имеется) (см. приложение).

Председатель комиссии _______________ ___________________________

подпись  инициалы, фамилия

Члены комиссии            _______________ ___________________________

подпись                   инициалы, фамилия

_______________ ___________________________

подпись                   инициалы, фамилия

Приложение № 28
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень работ по техническому обслуживанию зданий и сооружений

Прилегающая территория

1. Сезонные осмотры закрепленной территории в соответствии с графиком.

2. Планировка грунтовой поверхности вокруг зданий и сооружений для организованного отвода поверхностных вод от стен зданий и сооружений.

3. Подсыпка щебеночных и гравийных покрытий площадок.

4. Очистка, сбор и удаление с прилегающей территории строительных и бытовых отходов.

5. Сезонная вырубка кустарниковой поросли и скашивание травы.

6. Сезонная уборка автомобильных дорог и пешеходных дорожек (по принадлежности) от мусора и грязи.

7. В зимнее время уборка от снега и наледи автомобильных дорог и пешеходных дорожек, посыпка территории противогололедными составами и материалами.

8. Очистка от загрязнений решёток сточных каналов, лотков и приямков ливнестоков.

9. Организация гидропневматической прочистки промливневой канализации.

10. Замена изношенных фасонных частей, задвижек, пожарных гидрантов, вантузов, клапанов, водоразборных колонок.

11. Устранение провалов и просадок грунта территорий, кроме мест расположения над подземными коммуникациями.

12. Очищение от земли, мусора и снега крышек пожарных, смотровых и промливневых колодцев. Отмечание местоположения колодцев специальными табличками.

13. Устранение повреждения дорожных покрытий (выбоины, просадки, трещины, разрывы, разрушения или дефекты установки бордюрных камней). Ремонт просевших отмосток, тротуаров, пешеходных дорожек.

14. Ремонт решёток и плит перекрытия, перекрывающих лотки, каналы и приямки.

15. Производство планировки кюветов дорог для отвода поверхностной воды.

16. Подготовка систем водостоков к сезонной эксплуатации.

17. Выполнение работ по устранению отдельных дефектов и деформаций.

18. Окраска решетчатых ограждений, ворот, оград.

19. Подготовка к сезонной эксплуатации оборудования тренировочных полигонов.

20. Организация испытаний  пожарных гидрантов на исправность и водоотдачу.

Фундаменты и отмостки зданий и сооружений, фундаменты под оборудование

21. Сезонные осмотры видимой части фундаментов с внутренней стороны подвальных помещений.

22. Постановка на раствор отдельных ослабевших кирпичей в фундаментных стенах с внутренней стороны подвальных помещений.

23. Ремонт просевших отмосток зданий и сооружений.

24. Подливка фундаментов оборудования после выполнения работ на анкерном крепеже.

25. Очистка фундаментов и отмосток от земли, растительности, отслоившейся штукатурки, мусора и следов горюче-смазочных материалов.

26. Наблюдение за осадками по установленным цементным маякам.

27. Устранение мелких дефектов (восстановление защитного слоя бетона, затирка трещин, установка цементных маяков на расширяющихся трещинах, антикоррозионная защита закладных и анкерных болтов).

28. Наблюдение за режимом подземных вод.

29. Сезонная заделка и демонтаж продухов в цоколях зданий и сооружений, имеющих подвальные помещения.

30. Проветривание подвальных помещений в летний период (или постоянно) в целях недопущения превышения влажности воздуха в подвальных помещениях 65 % в нормальных условиях.

Наружные ограждающие конструкции и колонны

31. Сезонные осмотры ограждающих конструкции и колонн зданий и сооружений.

32. Удаление отслоившегося отделочного или защитного слоя стен и колонн (штукатурка, окраска), затирка трещин цементным раствором.

33. Герметизация вертикальных и горизонтальных стыков стеновых панелей или кирпичной кладки стен в местах повышенной продуваемости или проникания атмосферной влаги.

34. Наблюдение за установленными цементными маяками в соответствии с инструкцией по эксплуатации ЗиС.

35. Установка «маяков» на наружной или внутренней поверхностях кирпичных, бетонных и железобетонных стен в местах возникновения увеличивающихся трещин.

36. Выявление дефектов строительных конструкций.

37. Наблюдение за развитием деформаций.

38. Обеспечение обследования производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам.

39. Организация наблюдения за осадками зданий и сооружений.

Окна, ворота, двери зданий и сооружений

40. Укрепление или регулировка механизмов фиксации ворот, дверей и оконных створок, за исключением механизмов открывания оконных конструкций в зданиях.

41. Устранение дефектов механизмов фиксации оконных конструкций в зданиях.

42. Регулировка или замена дверных доводчиков (за исключением дверных доводчиков на противопожарных дверях).

43. Устранение дефектов крепления дверных коробок.

44. Устранение дефектов дверных полотен: рассыхание, коробление, перекос, провисание, неплотность притвора, неудовлетворительной работы устройств запирания.

45. Покраска дверных полотен и оконных створок, оконных фрамуг и форточек в местах, не требующих установку лесов.

46. Устранение дефектов крепления оконных фрамуг и форточек в местах, не требующих установку лесов.

47. Установка недостающих, частично разбитых и укрепление слабо укрепленных стекол в дверных заполнениях и оконных заполнениях, не требующих установку лесов.

48. Выполнение уплотнения и герметизации оконных конструкций с использованием герметизирующих мастик, заменой штапиков или уплотнительной резины в местах, не требующих установку лесов.

49. Уплотнение створок ворот, устранение дефектов деревянной обрешетки.

50. Сезонное утепление оконных и дверных проемов при подготовке к отопительному сезону.

51. Организация проведения проверки работоспособности средств противопожарной защиты, противопожарных дверей и преград с оформлением соответствующего акта проверки не реже 1 раза в квартал.

Кровля зданий

52. Очищение кровли от снега, пыли, опавшей листвы и мусора, не допуская скопления, равного или превышающего по весовым показателям проектную нормативную нагрузку на покрытие. Удаление наледи и сосулек, свисающих с козырьков кровли.

53. Выполнение очистки ливнесточных воронок и ливнесточных трубопроводов в пределах здания и сооружения от пыли, опавшей листвы, мусора и засоров.

54. Устранение протечек в отдельных местах кровли. Промазка кровельных фальцев и образовавшихся свищей в мягких кровельных покрытиях мастиками или герметиком.

55. Закрытие слуховых окон, люков и входов чердачных помещений.

56. Укрепление оголовков дымовых, вентиляционных труб и металлических покрытий парапета кровли.

57. Укрепление козырьков, ограждений и перил.

58. Укрепление существующих ходовых досок и переходных мостиков

59. Укрепление рядовых звеньев, водоприемных воронок, колен и отмета наружного водостока.

60. Обеспечение работоспособности систем водостоков.

61. Антисептирование деревянных конструкций кровли.

62. Организация покрытия несущих деревянных конструкций кровли противопожарными составами.

63. Организация испытаний и технического обслуживания ограждения крыш.

64. Организация испытаний сухотрубов на водоотдачу.

Лестницы и площадки зданий

65. Укрепление перил и поручней на лестничных маршах (за исключением наружных противопожарных лестниц).

66. Заделка выбоин в бетонных и каменных ступенях, на лестничных площадках и в пандусах.

67. Организация испытаний и технического обслуживания лестниц пожарных наружных стационарных

68. Организация восстановления дефектов огнезащитных покрытий лестничных косоуров.

Междуэтажные перекрытия, полы зданий

69. Очистка от загрязнений строительных конструкций, поддержание санитарного состояния закрепленных помещений, организация влажной и сухой уборки.

70. Поддержание в помещениях проектного режима отопления и вентиляции.

71. Нанесение разметок и маркировок на чистые полы, отражающие габаритные размеры проездов и ремонтных площадок, с указанием допустимых нагрузок.

72. Восстановление отдельных повреждений целостности половых покрытий.

73. Восстановление коррозионной защиты закладных деталей, опорных узлов и арматуры строительных конструкций в местах, не требующих установку лесов.

74. Восстановление отдельных дефектов защитного слоя бетона в строительных конструкциях в местах, не требующих установку лесов.

75. Выполнение крепления оторванных плинтусов, стыковых и пороговых планок.

76. Устранение одиночных провисов каркаса подвесного потолка.

77. Устранение мелких дефектов по окраске строительных конструкций после ремонта сетей, а также инженерного и производственного оборудования зданий и сооружений в местах, не требующих установку лесов.

78. Заполнение сквозных отверстий негорючими материалами в ограждающих конструкциях после прокладки коммуникаций в местах, не требующих установку лесов.

Санитарно-техническое оборудование и внутренние инженерные сети зданий

80. Сезонные осмотры санитарно - технического оборудования и внутренних  инженерных сетей (за исключением противопожарных).

81. Организация ежегодного технического обслуживания противопожарных оборудования и внутренних  инженерных сетей.

82. Организация испытаний внутреннего противопожарного водопровода на водоотдачу.

83. Устранение течи кранов водопроводных и горячего водоснабжения, бачков-унитазов и кранов - смесителей душей.

84. Устранение отдельных течей в трубопроводах, приборах и арматуре путем подтягивания муфт, контргаек, постановкой хомутов на резиновых прокладках, обматыванием специальной лентой и пр.

85. Набивка сальников и замена в отдельных помещениях регулировочной и запорной арматуры.

86. Покраска отдельных участков трубопроводов и воздуховодов в местах, не требующих установку лесов.

87. Укрепление существующих крюков, хомутов, кронштейнов и подвесок, а также постановка дополнительных средств крепления трубопроводов и приборов в местах, не требующих установку лесов.

88. Устранение отдельных повреждений изоляции внутренних инженерных сетей.

Приложение № 29
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана ремонта зданий и сооружений

УТВЕРЖДАЮ ___________________________________________ должность технического руководителя ____________________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики ______________________________________________ подпись инициалы, фамилия _______________ дата Перспективный план ремонта зданий и сооружений ______________________________ с ________ по ________г. наименование энергообъекта Год, месяц вывода в ремонт Наименование объектов Вид ремонта (капитальный, текущий) Продолжи-тельность ремонта, сутки Укрупненный перечень работ Сроки разработки проектно-сметной документации Планируемая стоимость ремонта, тыс.руб 1 2 3 4 5 6 7                             Всего по объекту электроэнергетики     ____________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения ____________  __________________________________ подпись                    инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 30
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана-графика ремонта зданий и сооружений

УТВЕРЖДАЮ ___________________________________________ должность технического руководителя ____________________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _________________  __________________________________ подпись инициалы, фамилия _______________ дата Годовой план ремонта зданий и сооружений ______________________________ на _________ год наименование энергообъекта     Наименование Здания или сооружения Вид ремонта (капитальный, текущий) Начало, дата Окончание, дата Продолжи-тельность, сутки Укрупненный перечень работ Планируемая стоимость ремонта, тыс.руб 1 2 3 4 5 6 7                             Всего по объекту электроэнергетики:         ____________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения _____________  _________________________________ подпись                    инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 31
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Периодичность капитальных ремонтов производственных зданий и сооружений

№ п/п	Здания и сооружения с их конструктивными характеристиками	Периодичность капитальных ремонтов, годы
		в нормальных условиях	в агрессивных средах	при вибрации и других динамических нагрузках
I.	Здания
1.	С железобетонным каркасом, панельными сборными железобетонными стенами	30	20	10
2.	То же, с металлическим каркасом	25	15	8
3.	С железобетонным или металлическим каркасом, панельными облегченными стенами, с обшивкой профилированной оцинковоной сталью и аналогичными панелями покрытия	15	10	12
4.	С железобетонным или металлическим каркасом, с заполнением каркаса каменными материалами	20	15	6
5.	С каменными стенами из штучных камней или крупноблочных, колонны и столбы железобетонные или кирпичные с железобетонными перекрытиями	15	10	6
6.	Со стенами облегченной каменной кладки, колонны и столбы кирпичные или железобетонные, перекрытия железобетонные	12	10	5
II.	Сооружения производственного назначения
1.	Галереи и эстакады топливоподачи металлические	16	10	10
2.	Эстакады для воздушной прокладки трубопроводов металлические	16	10
3.	Дымовые трубы металлические:
	многоствольные	18	12	15
	одноствольные	15	10	15
4.	Дымовые трубы кирпичные и железобетонные	30	20	30
5.	Газоходы кирпичные для отвода дымовых газов (на железобетонных опорах с железобетонными покрытиями и перекрытиями) с защитной кислотоупорной футеровкой из кирпича	25	15	15
6.	То же, металлические газоходы с футеровкой из кислотоупорного кирпича	15	10	10
7.	То же, из сборных железобетонных панелей с футеровкой из кислотоупорного кирпича	15	7	7
8.	То же, из сборных железобетонных панелей с футеровкой из силикатполимербетона	30	30	30
9.	Разгрузочные платформы зданий ХВО бетонные и железобетонные	-	8	-
10.	Градирни
10.1.	С железобетонной оболочкой	18	12	-
10.2.	Каркасно-обшивные:
10.2.1.	С деревянной обшивкой	6	3	-
10.2.2.	С асбошиферной обшивкой	18	12	-
10.2.3.	С алюминиевой обшивкой (однослойной, двухслойной)	20	-	-
11.	Резервуары
11.1	Железобетонные резервуары для мазута		15
11.2	Металлические резервуары для мазута		10
11.3	Металлические резервуары для воды		7

Приложение № 32
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Периодичность капитальных ремонтов конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергообъектов

№ п/п	Наименование конструктивных элементов	Примерная периодичность капитальных ремонтов в годах для различных условий эксплуатации
		в нормаль ных условиях	в агрессив ных условиях при переувлаж нении	при вибрации и других динамичес ких воздействиях

1	2	3	4	5
1.	ФУНДАМЕНТЫ
1.1.	Железобетонные и бетонные	50	25	15
1.2.	Бутовые и бутобетонные	40	20	12
1.3.	Кирпичные	30	15	10
2.	СТЕНЫ
2.1.	Сборные, панельные, железобетонные	15	10	8
2.2.	Стыки между панелей	8	4	5
2.3.	Облегченные панельные 3-х слойные стены с металлической обшивой оцинковонной сталью	18	12	15
2.4.	Кирпичные из обыкновенного глинянного красного кирпича	20	18	15
2.5.	То же, из облегченной кладки	12	8	10
2.6.	Из силикатного кирпича	20	12	15
3.	Каркасы
3.1.	КОЛОННЫЕ
3.1.1.	Железобетонные:
	Монолитные	50	40	40
	Сборные	50	35	35
3.1.2.	Металлические	60	35	50
3.1.3	Кирпичные	20	15	10
3.2.	Ригели, балки:
3.2.1.	Ригели железобетонные	50	40	30
3.2.2.	Ригели металлические	50	35	40
3.2.3.	Балки подкрановые:
	металлические	30-35	20	25
	железобетонные обыкновенные	35	30	20
	железобетонные преднапряженные	40-45	35-40	35-40
4.	Фермы
4.1.	Металлические	20	15	15
4.2.	Железобетонные	18	12	15
5.	Перекрытия
5.1.	Железобетонные монолитные	20	15	18
5.2.	Железобетонные сборные по железобетонным балкам	25	18	15
5.3.	Железобетонно-металлические (плиты железобетонные, балки металлические)	20	28	18
5.4.	Металлические	25	15	20
6.	Покрытия (несущие ограждающие)
6.1.	Металлические облегченные	15	10	15
6.2.	Железобетонные крупнопанельные сборные по фермам	35	30	30
6.3.	Железобетонные сборные мелкоразмерные по металлическим прогонам	25	18	15
6.4.	Железобетонные монолитные по железобетонным аркам и регелям рам, сводчатые	30	20	25
6.5.	Железобетонные монолитные по металлическим прогонам	30	18	20
7.	Полы
7.1.	Металлические	20	15	12
7.2.	Цементные и бетонные	5	2	4
7.3.	Керамические (плиточные)	10	8	6
7.4.	Мозаичные	18	15	12
7.5.	Шлакоситаловые (плиточные)	12	12	8
7.6.	Асфальтовые	6	6	6
7.7.	Паркетные	8	-	6
7.8.	Дощатые	8	-	8
7.9.	Из линолеума	5	5	5
7.10.	Из кислотоупорного кирпича (плитки)	-	10-12	7-9
8.	Проемы
8.1.	Переплеты металлические	20	20	20
8.2.	Переплеты деревянные	15	10	12
8.3.	Двери	10	10	10
8.4.	Ворота металлические	8	8	8
9.	Внутренняя штукатурка	15	10	6
10.	Штукатурка фасадов	10	10	5
11.	Центральное отопление	15	12	10
12.	Вентиляция	10	5	8
13.	Водопровод, канализация и горячее водоснабжение	15	12	12
14.	Электроосвещение	12	10	10
15	Гидроизоляционные и антикоррозионные покрытия	8	4	6

Приложение № 33
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Нормы простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы

При высоте труб до 120 м - 2 суток, но не менее 20 ч светового дня.

При высоте труб выше 120 м до 180 м - 3 суток, но не менее 30 ч светового дня.

При высоте труб выше 180 м до 250 м и более - 4 суток, но не менее 40 ч светового дня.

При высоте труб выше 250 м до 350 м и более - 5 суток, но не менее 46 ч светового дня.

Примечания:

1. Нормы простоя приняты при условии состояния оголовка, позволяющего установку оснастки. При необходимости ремонта оголовка длительность простоя соответственно увеличивается.

2. При возникновении во время монтажа оснастки неблагоприятных погодных условий (гроза, ветер 6 баллов и более, осадки, туман, гололед) работы прекращаются, а длительность простоя соответственно увеличивается.

3. Все подготовительные работы к внутреннему осмотру поверхности футеровки и оголовка трубы выполняются на работающей трубе.

Приложение № 34
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Продолжительность капитальных и текущих ремонтов дымовых труб, газоходов и градирен

Объект		Характеристика объекта	Продолжительность ремонта, сутки
			в капитальном ремонте	в текущем ремонте
1.	Железобетонные и кирпичные трубы	Высота до 100м Выше 100м - до 120-150 м Выше 150м - до 180 м Выше 180м - до 250 м Выше 250м - до 320 м	60 90 120 150 160	15 20 25 35 40
2.	Металлические дымовые трубы	Высота до 30 м То же, от 30 до 60 м То же, от 60 до 100 м	40 60 80	10 15 20
3.	Газоходы к дымовым трубам	Объем газохода до 320 м3 Объем газохода от 320 м3 до 640 м3	30     60	7     10
4.	Башенные градирни с металлическим каркасом	Площадь до 800 м2 То же, от 800 до 1500 м2 -"- от 1500 до 2500 м2	45 70 90	12 15 25
5.	Железобетонные гиперболические градирни	Площадь 1520 м2 -"- 3200 м2	120 160	15 20
6.	Вентиляторные градирни	Площадь до 420 м2 То же, до 700 м2	60 70	5 7
Примечание. При сверхнормативных объемах ремонтных работ продолжительность ремонта, указанная в таблице,может быть увеличена

Приложение № 35
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Номенклатура работ
при типовом капитальном ремонте дымовых труб, газоходов и градирен

В настоящем приложении приведена номенклатура работ при ремонте специальных сооружений на ТЭС, выполняемых в сроки, предусмотренные нормами простоя в плановых ремонтах согласно Приложению 73 к настящим Правилам.

1. Типовая номенклатура работ при капитальном ремонте дымовых труб.

1.1. Подготовительные работы (общие для всех типов дымовых труб).

Подготовка ремонтной площадки с устройством временных сооружений, установкой лесов, подмостей, люлек, механизмов и спецоснастки.

Наружный и внутренний осмотр трубы с проверкой технического состояния ствола, футеровки, металлоконструкций и уточнением объемов ремонтных работ с экспертизой промышленной безопасности.

1.2. Ремонт железобетонных труб.

1.2.1. Ремонт железобетонного ствола. Ремонт наружной поверхности ствола трубы с очисткой и заделкой дефектных участков. Ремонт наружных металлоконструкций и грозозащиты трубы. Антикоррозионная защита металлоконструкций. Антикоррозионно - маркировочная защита поверхности железобетонного ствола (по проекту).

1.2.2. Ремонт футеровки. Ремонт кирпичной футеровки с разборкой и заменой дефектных участков. Нанесение на поверхность футеровки изоляционного слоя (по проекту). Ремонт или восстановление вентилируемого зазора (по проекту). Ремонт или восстановление разделительной стенки (по проекту). Замена чугунного литья на оголовке трубы.

1.2.3. Ремонт внутренних металлических газоотводящих стволов. Ремонт металлоконструкций площадок, лестниц. Ремонт теплоизоляции внутренних стволов.

1.3. Ремонт кирпичных труб.

1.3.1. Ремонт кирпичного ствола. Ремонт наружной поверхности кирпичного ствола с заделкой раковин и трещин. Ремонт, замена и установка дополнительных металлических стяжных колец. Ремонт металлоконструкций и грозозащиты трубы. Антикоррозионная защита металлоконструкций и стяжных колец.

1.3.2. Ремонт футеровки. Ремонт кирпичной футеровки с разборкой и заменой дефектных участков. Нанесение на поверхность футеровки изоляционного слоя (по проекту). Ремонт и восстановление разделительной стенки (по проекту). Перекладка оголовка трубы и замена чугунного литья (по проекту).

1.4. Ремонт металлических труб.

1.4.1. Ремонт металлического ствола. Ремонт ствола с заделкойили заменой дефектных участков. Ремонт и замена металлоконструкций, грозозощиты и растяжек. Антикоррозионная защита внутренней и наружной поверхности ствола, металлоконструкций и растяжек.

1.4.2. Ремонт теплоизоляции (при наличии) трубы.

1.5. Заключительные работы (общие для всех видов труб).

Проверка исполнительной документации по ремонту трубы, оформление акта приемки. Демонтаж оборудования, заделка монтажных проемов, уборка строительного мусора.

2. Типовая номенклатура при капитальном ремонте газоходов.

2.1. Подготовительные работы.

Подготовка ремонтной площадки с установкой лесов, подмостей, механизмов и спецоснастки.

Наружный и внутренний осмотр газоходов с проверкой технического состояния конструкций, узлов сооружения и уточнением объемов ремонтных работ.

2.2. Ремонт газоходов.

Ремонт стен, перекрытий и футеровки газоходов с разборкой и заделкой дефектных мест и заменой дефектных элементов. Ремонт или замена опорных конструкций газоходов. Ремонт и уплотнение примыканий газоходов к дымовой трубе и к дымососам (по проекту), восстановление теплоизоляции после ремонта. Ремонт внутренней поверхности футеровки газоходов с нанесением кислотостойких составов.

2.3. Заключительные работы.

Проверка исполнительной документации, оформление акта приемки. Демонтаж оборудования и механизмов, уборка строительного мусора.

3. Типовая номенклатура работ при капитальном ремонте градирни.

3.1. Подготовительные работы (для всех типов градирен).

Подготовка ремонтной площадки с устройством временных сооружений, установкой подмостей, люлек, механизмов и спецоборудования.

Наружный и внутренний осмотр сооружения с проверкой технического состояния башни, металлоконструкций, оросительного устройства, чаше бассейна и уточнением объемов ремонтных работ.

3.2. Ремонт железобетонных гиперболических башен градирен.

Ремонт наружной и внутренней поверхности оболочки башни с очисткой и заделкой дефектных мест. Ремонт и замена металлоконструкций башни градирни. Ремонт железобетонной наклонной колоннады (по проекту).

3.3. Ремонт башенных градирен с металлическим каркасом.

Ремонт и замена отдельных дефектных элементов металлического каркаса башни. Ремонт и замена дефектных щитов обшивы башни. Антикоррозионная защита металлоконструкций башни.

3.4. Ремонт вентиляторных градирен.

Ремонт наружных и внутренних поверхностей железобетонных стен с заделкой дефектных мест. Ремонт и замена отдельных дефектных элементов металлического каркаса. Ремонт или замена дефектных мест в обшиве каркаса. Ремонт или замена опорных конструкций, вентиляторов, диффузоров (по проекту). Антикоррозионная защита металлоконструкций, диффузоров, вентиляторов.

3.5. Ремонт и модернизация оросительного устройства и чаши бассейна градирни (для всех типов градирен)

Ремонт и замена дефектных деталей оросителя, каркаса оросительного устройства водораспределения, ветровых и противообледенительных перегородок и щитов противообледенительного тамбура. Антикоррозионная защита трубопроводов водораспределения. Ремонт дефектных мест в чаше градирни с восстановлением гидроизоляции (по проекту). Ремонт бетонной отмостки по периметру чаши бассейна градирни (по проекту), очистка чаши бассейна градирни.

3.6. Заключительные работы для всех типов градирен).

Проверка исполнительной документации по ремонту градирни, оформление акта приемки.

Демонтаж механизмов и оснастки, восстановление монтажных проемов, уборка строительного мусора.

Приложение № 36
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости планируемых ремонтно-строительных работ

УТВЕРЖДАЮ ______________________________________ должность технического руководителя ______________________________________ наименование субъектма электроэнергетики _______________  ______________________ подпись                инициалы, фамилия ____________ дата         ВЕДОМОСТЬ(опись) планируемых ремонтно-строительных работ по ______________________________________________ (вид ремонта)(объект ремонта) Срок ремонта с_________ по_________     Основание: акт общего технического осмотра (акт обследования) __________________________________от___________________20 г. (наименование здания, сооружения)     № п/п Вид работ Ед. измерения Количество Необходимые материалы, конструкции 1 2 3 4 5                                 Руководитель                 (наименование эксплуатационного подразделения электростанции)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения электростанции исполнителя работ)     подпись, инициалы, фамилия                 Руководитель                 (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)     подпись, инициалы, фамилия

Приложение № 37
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта предремонтного обследования объекта

Электростанция                 Объект ремонта                     АКТ предремонтного обследования объекта     Комиссия в составе представителей Заказчика         Подрядчика         произвела “”     200 г Освидетельствование в натуре здания и сооружения(дымовой трубы, градирни, газохода, антикоррозийного покрытия трубопроводов).         и, ознакомившись с предъявленной производственно-технической документацией, установила следующее:                             На основании изложенного комиссия считает, что объект нуждается в следующем ремонте:                     Представитель Заказчика     (Ф.И.О.) Представитель Подрядчика     (Ф.И.О.)

Приложение № 38
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта готовности электростанции к капитальному ремонту здания, сооружения

УТВЕРЖДАЮ ______________________________________ должность технического руководителя ______________________________________ наименование субъектма электроэнергетики _______________  ______________________ подпись                инициалы, фамилия ____________ дата     Акт готовности ______________________ к капитальному наименование энергообъекта ремонту ______________________________________ (наименование здания, сооружения)     Комиссия в составе: Председателя ______________________________________________ (должность, организация, инициалы, фамилия) и членов комиссии: _____________________________________________________ (должность, организация, инициалы, фамилия) _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ "" ____________20г. проверили готовность ________________________ наименование энергообъекта к капитальномуремонту _________________________________________, (наименование здания, сооружения) выводимого в ремонт с ______20г. на срок _______________ суток. 1. Проверкой выполнения плана подготовки ремонта _____________ ____________________, проведенной комиссией установлено следующее: 1.1. Запасные части, материалы, оборудование подготовлены (не)- полностью. Для выполнения ремонта в соответствии с планом энергообъекту недостает: ____________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________
1.2. Производственные бригады собственного ремонтного персонала и организаций - исполнителей ремонта сформированы в (не)- полном численном и профессиональном составе В производственных бригадах недостает:_________________________ _______________________________________________________________________     1.3. Грузоподъемные средства, технологическая оснастка, средств механизации, посты энергоносителей, ремонтные площадки подготовлены (не)- полностью. Необходимо подготовить:____________________________________ ________________________________________________________________________     1.4. График производства ремонтных работ, проектная документация, технологические, нормативные и организационные документы, определяющие производственные задания подразделениям - исполнителям ремонта подготовлены (не) полностью. Не подготовлены следующие документы:_________________________ ________________________________________________________________________     1.5. Кроме того, из плана подготовки к ремонту ______________________ не выполнены следующие организационно-технические мероприятия:     Наименование мероприятия Подразделение- Исполнитель Сроки исполнения Причины невыполнения Начало Окончание                         2. На основании результатов проверки комиссия заключает: 2.1. Объект электроэнергетики к выполнению ремонта в сроки установленные планом (не) готов. 2.2. План подготовки ремонта _______________________________ выполнен в (не) полном объеме. 2.3. Для обеспечения производства работ в соответствии с планом ремонта необходимо выполнить следующие мероприятия: Наименование мероприятия Подразделение- исполнитель Срок выполнения
2.4. Для обеспечения выполнения ремонта _______________________ в полном объеме согласно плану необходимо календарные сроки ремонта изменить: начало ________________, окончание __________________.     Председатель комиссии______________________________________ подпись, инициалы, фамилия Члены комиссии______________________________________ подпись, инициалы, фамилия ______________________________________ подпись, инициалы, фамилия

Приложение № 39
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта освидетельствования конструкции (элемента) здания, сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)

________________________________________________________________________

(наименование электростанции)

______________________________________________________________________

(конструкция, (элемент) здания, сооружения, работы)

АКТ

освидетельствования скрытых работ

№ __________                                        «____» ___________ 20___ г.

_____________________________________________________________________

(наименование объекта ремонта, наименование работ)

Рабочая комиссия, назначенная заказчиком  _____________________________________________________________________________,

(наименование субъекта электроэнергетики, дата и номер документа)

в составе:

председателя рабочей комиссии - представителя заказчика

_________________________________________________________________________

(должность, фамилия, инициалы)

членов рабочей комиссии - представителей:

организации - исполнителя ремонта, _______________________________

(должность, фамилия, инициалы)

организации, осуществляющей  подготовку проектной документации,         __________________________________________

(должность, фамилия, инициалы)

руководитель производства работ, подлежащих освидетельствованию,

________________________________________________

(должность, фамилия, инициалы)

а также представители  иных организаций участвующих в освидетельствовании,

_______________________________________________

_______________________________________________

(должности, фамилии, инициалы)

произвела освидетельствование выполненных работ, ознакомилась с предъявленной технической документацией и составила настоящий акт о нижеследующем:

1. К освидетельствованию предъявлены следующие работы: _______________

_______________________________________________________________________

(наименование скрытых работ)

2. Работы выполнены по проектной документации ______________________

____________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

(номер, другие реквизиты чертежа, наименование и раздел проектной документации)

3. При выполнении работ применены_____________________________________

(наименование строительных материалов,

_______________________________________________________________________

изделий со ссылкой на сертификаты или другие документы, подтверждающие качество)

1. Предъявлены документы, подтверждающие соответствие работ предъявляемым к ним требованиям:___________________________________

_______________________________________________________________________

______________________________________________________________________

(исполнительные схемы и чертежи, результаты экспертиз, обследований, лабораторных и иных испытаний выполненных работ, проведенных в процессе строительного контроля.)

5. Даты: начала работ           «____»________________ 20___г.

окончания работ    «____»________________ 20___г.

6. Работы выполнены в соответствии с _____________________________________ _______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

(указываются наименование, статьи (пункты) технического регламента (норм и правил), иных нормативных правовых актов)

7. Выявленные отступления от проектной документации, технологии ремонтных работ, не препятствующие нормальной эксплуатации и безопасности объекта ремонта ____________________________________________________________

(перечень отступлений)

согласованы с _______________________________________________________________

8. Разрешается производство последующих работ по  ___________________  _______________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

(наименование работ,  конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения)

Дополнительные сведения: ____________________________________________

____________________________________________________________________________

Акт составлен в _______ экземплярах.

Приложения: ______________________________________________________________________________________________________________________________________________

Председатель рабочей комиссии______________________________________

подпись, инициалы, фамилия

Члены рабочей комиссии______________________________________

подпись, инициалы, фамилия

______________________________________

подпись, инициалы, фамилия

Приложение № 40
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки из ремонта здания, сооружения

УТВЕРЖДАЮ ______________________________________ должность технического руководителя ______________________________________ наименование субъектма электроэнергетики _______________  ______________________ подпись                инициалы, фамилия ____________ дата     АКТ на приемку из _______________________ ремонта вид ремонта ___________________________________________ Наименование здания, сооружения     Комиссия в составе: председателя ________________________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия и членов комиссии ____________________________________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия ____________________________________________________________________________     произвела приемку в эксплуатацию законченный ремонтом объект         При приемке установлено: 1. Ремонт выполнялся     наименование организации-исполнителя ремонта в период с     по     и выполнен за     календарных суток против         суток по плану. Ответственный руководитель работ         Производитель работ (бригада)         2. Ремонт произведен на основании:
3. Имеющие место отступления от проекта                         4. При ремонте выполнены следующие основные работы:                 5. Переченьнедоделок,непрепятствующихнормальнойэксплуатации объекта             6. Сметнаястоимостьремонтаобъектапоутвержденнойсметной документации     тыс. руб. Фактическая стоимость выполненных и принятых по настоящему акту работ     тыс. руб. Сметная стоимость недоделок, перечисленных в п. 5 акта     тыс. руб. 7. Комиссия проверила наличие и содержание следующих документов по ремонту                 Решение комиссии: Предъявленный к сдаче объект         принимается в эксплуатацию “”     200г. с оценкой выполненных работ         Приложения к акту
Председатель комиссии_______________________________________ подпись     инициалы, фамилия     Члены комиссии:_______________________________________ подпись     инициалы, фамилия

Приложение № 41
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма технического журнала по эксплуатации здания или сооружения

_______________________________________________________

(наименование объекта электроэнергетики)

Технический журнал по эксплуатации здания или сооружения

______________________________________________________

(наименование здания или сооружения по инвентарной ведомости)

Дата ввода в эксплуатацию _______________

Основные технико-экономические показатели

1. Площадь сооружения _________________м2

2. Строительный объем __________________ м3

3. Балансовая (восстановительная) стоимость ___________ тыс. руб.

4. Иные показатели _______________________

Дата записи	Содержание	Примечания
	В колонку заносятся данные о результатах технического контроля состояния здания или сооружения и его конструктивных элементов и о его техническом обслуживании, в том числе о: - технических осмотрах; - технических обследованиях; - технических освидетельствованиях; - сведения о фактах существенных нарушений правил эксплуатации и о ликвидации их последствий и принятых мерах по предупреждению аналогичных нарушений. - основные сведения о проведенных текущих и капитальных ремонтах и реконструкциях(сроки, вид, характер, объем). Каждая запись удостоверяется подписью лица, внесшего данную запись.	В колонку заносятся дополнительные сведения, пояснения, ссылки, и иные данные, а также отметки уполномоченного лица о проверке ведения журнала.

Приложение № 42
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень работ по техническому обслуживанию гидроагрегатов, технических систем и вспомогательного оборудования

1. При осушенной проточной части гидротурбины:

осмотр всех доступных элементов и деталей проточной части гидротурбины;

проверка состояния съемного сегмента и его крепежных деталей;

проверка уплотнений цапф лопастей рабочего колеса;

проверка уплотнений пера лопаток направляющего аппарата;

проверка состояния лопастей рабочего колеса, облицовки камеры рабочего колеса, сопрягающего пояса верхнего и нижнего колец направляющего аппарата;

проверка состояния спиральной камеры, отсасывающей трубы, закладных частей затворов;

проверка комбинаторной зависимости (для поворотно-лопастных турбин);

проверка соответствия углов разворота лопастей и лопаток направляющего аппарата шкалам и указателям колонки регулятора.

2. На остановленном и работающем гидроагрегате:

контроль подачи смазки на подшипник гидротурбины;

проверка протечек масла через уплотняющие устройства маслоприемника на гидроагрегатах с турбинами поворотно - лопастного типа;

проверка положения клапанов срыва вакуума, целости пружин и отсутствия протечек воды;

проверка гидравлического режима работы гидротурбины по показаниям приборов в шахте гидротурбины, открытия направляющего аппарата по шкале серводвигателя;

проверка периодичности подкачки воздуха в камеру рабочего колеса при работе гидроагрегата в режиме СК;

проверка сигнализации лекажных насосов;

проверка состояния и сигнализации дренажных устройств гидротурбины;

проверка и очистка всасывающих труб самовсасывающих насосов;

измерение перепада уровня воды на сороудерживающих решетках;

проверка смазки на регулирующем кольце, тягах серводвигателя в рычажных передачах и прочих элементах системы регулирования;

проверка целости предохранительных устройств (срезных пальцев, разрывных болтов) направляющего аппарата;

проверка отсутствия протечек масла из серводвигателей направляющего аппарата и работы лекажного агрегата;

проверка состояния маслоохладителей;

проверка отсутствия течей или отпотевания воздухоохладителей;

проверка отсутствия касания тормозного диска колодками;

проверка работы тормозной системы гидроагрегата;

проверка подачи смазки масленками, набивки масленок, смазки передачи к тахометру и подшипникам на валу маятника; проверка нагрева двигателя маятника регулятора частоты вращения;

проверка  колебания  иглы  побудительного  золотника  регулятора частоты вращения;

проверка положения стрелки балансного прибора (на электрогидравлических регуляторах);

проверка  состояния переключения  и  чистка  фильтра  золотника регулятора частоты вращения;

проверка уставок регуляторов частоты вращения гидротурбины;

внешний осмотр и обтирка механизмов МНУ;

проверка уровня масла в котле МНУ; – проверка устройств МНУ - цикличности работы насосов МНУ, подачи насосов МНУ, периодичности подкачки воздуха в котел МНУ, периодичности доливки масла в бак МНУ, сигнализации включения резервных насосов МНУ, уровней масла в баках МНУ;

опробование технологических защит по графику;

проверка плотности соединений трубопроводов, при необходимости подтяжка сальниковых уплотнений вентилей;

проверка состояния воздушных фильтров общестанционных компрессоров;

проверка наличия масла в картере общестанционных компрессоров;

проверка сигнализации дренажных насосов здания ГЭС и плотины;

проверка периодичности откачки воды из водоприемных галерей и сигнализация при их переполнении;

проверка температуры охлаждающего воздуха генератора (на входе в генератор и выходе из него);

проверка температуры сегментов и масла подпятника и подшипника генератора, турбинного подшипника;

проверка уровня масла в ванне подпятника и подшипника генератора, турбинного подшипника;

проверка плавности хода гидроагрегата, отсутствия  повышенной вибрации, стуков, гидравлических ударов в проточной части гидротурбин;

проверка состояния болтовых соединений в местах, доступных для осмотра, без разборки узлов гидроагрегата;

проверка отсутствия протечек масла из ванны подпятника и подшипника генератора, турбинного подшипника, подводящих трубопроводов, а также разбрызгивания масла на обмотку генератора,

анализ масла, находящегося в эксплуатации;

проверка времени перемещения регулирующих органов гидротурбины    - закрытия и открытия направляющего аппарата поворотнолопастных, радиально - осевых, диагональных гидротурбин; полного хода лопастей на сворачивание и разворот поворотно - лопастных и диагональных гидротурбин; закрытия направляющего аппарата золотником аварийного закрытия; закрытия (времени, в течение которого происходит перемещение клапана на закрытие) клапанов срыва вакуума и холостых выпусков гидротурбин.

Перечень уточняется и дополняется для каждой конкретной гидроэлектростанции с учетом особенностей конструкции, условий эксплуатации и технического состояния гидроагрегатов.

Приложение № 43
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана ремонта гидроагрегататов

УТВЕРЖДАЮ

__________________________________________

должность технического руководителя

__________________________________________________

наименование субъекта электроэнергетики

_______________ _______________________________

подпись                инициалы, фамилия

« __» ______ 20 ____ г.

Перспективный план ремонта гидроагрегатов_______________________________________________на период с_____по ______ г

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)

Год, месяц вывода в ремонт	Станц. № гидроагрег ата	Мощность, МВт	Вид ремонта (капитальный, екущий)	Продолжительность ремонта, сутки	Перечень сверхтиповых работ	Дата завершения предыдущего кап. ремонта	Наработка, час
							с начала эксплуатации на 01.01. планируемого года	от последнего кап. ремонта на 01.01. планируемого года	норматив- ная между кап. ремонтами
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Всего по гидроэлектростанции

_____________________________________________________________

должность технического руководителя обособленного подразделения (электростанции)

_______________ _______________________________

подпись инициалы, фамилия

_______________

дата

Приложение № 44
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана контроля технического состояния  и ремонта гидроагрегататов

УТВЕРЖДАЮ

__________________________________________

должность технического руководителя

__________________________________________________

наименование субъекта электроэнергетики

_______________ _______________________________

подпись                инициалы, фамилия

« __» ______ 20 ____ г.

Перспективный план

контроля технического состояния  и ремонта гидроагрегатов

_____________________________________________________________ на период с ________по _________г.

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)

Год, месяц вывода в ремонт или проведение контроля	Станц. № гидроагре гата	Мощность, МВт	Вид ремонта (капи-тальный, текущий) или контроля	Продол-житель-ность ремонта или контроля, сутки	Дата завершения предыдущего кап.ремонта или контроля	Наработка, час
						с начала эксплуатации на 01.01. планируемого года	от последнего кап.ремонта на 01.01. планируемого года	нормативная между кап. ремонтами или контролем
1	2	3	4	5	6	8	9	10
Всего по гидроэлектростанции

_____________________________________________________________________________________

должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)

_______________ _______________________________

подпись инициалы, фамилия

_______________

дата

Приложение № 45
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Нормы периодичности и продолжительности плановых ремонтов гидроагрегатов

Типоразмер гидротурбины	Нормативный межремонтный ресурс	Периодичность капитальных ремонтов, лет	Продолжительность ремонта, сутки
			в году проведения капитального ремонта			в году проведения текущего ремонта
			в капитальном ремонте	в текущем ремонте	всего
Ковшовые и радиально- осевые с диаметром рабочего колеса от 1,5 до 2,9 м	32000	5-7	22	4	26	6
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 3,0 до 5,4 м, мощностью до 100 МВт включительно	То же	То же	28	5	33	8
То же, мощностью более 100 МВт	-"-	-"-	30	6	36	9
Радиально-осевые с диа- метром рабочего колеса от 5,5 до 6,5 м мощностью до 150 МВт включительно	-"-	-"-	32	7	39	9
То же, мощностью более 150 МВт	-"-	-"-	37	8	45	14
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса 7,0 м и выше	-"-	-"-	42	9	51	16

Типоразмер гидротурбины	Нормативный межремонтный ресурс	Периодичность капитальных ремонтов, лет	Продолжительность ремонта, сутки
			в году проведения капитального ремонта			в году проведения текущего ремонта
			в капитальном ремонте	в текущем ремонте	всего
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса до 3,6 м	-"-	-"-	25	4	29	7
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м	-"-	-"-	28	5	33	8
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 5,0 до 7,5 м	-"-	-"-	31	7	38	9
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 8,0 до 9,5 м	-"-	-"-	35	8	43	12
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса свыше 9,5 м	-"-	-"-	38	9	47	14
Капсульные гидроагрегаты при диаметре рабочего колеса турбины до 6,0 м	-"-	-"-	30	7	37	9
Капсульные гидроагрегаты при диаметре рабочего колеса турбины более 6,0 м	-"-	-"-	35	8	43	9

Примечания: 1. Продолжительность ремонта гидроагрегата (гидротурбина и гидрогенератор) установлена в календарных сутках, включая выходные дни, но исключая праздничные дни.

2. Продолжительность капитальных и текущих ремонтов установлена исходя из условия выполнения в указанные в таблице сроки объема работ типового капитального и текущего ремонта, номенклатура и регламентированный объем которых приведен в приложении 4.2.

3. Нормы продолжительности ремонта в зимних условиях увеличиваются на 10 %, а для ГЭС, расположенных в условиях Крайнего Севера - на 15 %.

4. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидроагрегатов мощностью до 10 МВт не нормируется.

5. Увеличение продолжительности ремонтов при работе ГЭС в непроектном режиме утверждает субъект электроэнергетики.

Приложение № 46
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана-графика ремонта гидроагрегатов

УТВЕРЖДАЮ

_______________________________

должность технического руководителя

_________________________________

наименование субъекта электроэнегетики

________________________

подпись   инициалы, фамилия

« ___» _____ 20____ г.

Годовой план-рафик ремонта гидроагрегатов

на период с ____ по ____ г.

________________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)

Станц. № гидро-агрегата	Мощность, МВт	Вид ремонта (капиталь ный, текущий)	Начало, дата	Окон- чание, дата	Продол- житель- ность, сутки	Перечень сверх- типовых работ	Дата завершения предыдущего кап.ремонта	Наработка, час
								от последнего капремонта на 01.01. планируемого года	нормативная между кап. ремонтами
1	2	3	4	5	6	7	8	10	11
Всего по гидроэлектростанции

__________________________________________________________________________________________

должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)

_______________ _______________________________

подпись                инициалы, фамилия

_______________

дата

Приложение № 47
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана-графика контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов

УТВЕРЖДАЮ __________________________________________ должность технического руководителя ____________________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _______________ _______________________________ подпись           инициалы, фамилия _______________ Дата     Годовой план-график контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов _________________________________________________________________ на  ________г. наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)     Наименование оборудования, тип Станц. № гидро-агрегата Мощность, МВт Снижение мощности, МВт Вид ремонта (КР, ТР) или контроль Планируемое время проведения контроля Дата заверше ния предыдущего ремонта или контроля Наработка, час Примечание Начало, дата Оконча ние, дата от последнего кап. ремонта на 01.01 планируемого года Норматив ная между кап.ремонтами или контролем 1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12

____________________________________________________ должность технического руководителя гидроэлектростанции _______________ _______________________________ подпись             инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 48
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Рекомендуемый перечень организационно - технических мероприятий, включаемых в перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегатов, и рекомендуемая форма планов подготовки к ремонту гидроагрегатов

В перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегатов включаются следующие организационно - технические мероприятия:

В перспективный план подготовки к ремонтам:

разработка организационно - технических мероприятий, обеспечивающих достижение контрольных технико - экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта гидроагрегатов, установленных в перспективном плане ремонтов;

разработка нормативных документов субъекта электроэнергетики, устанавливающих нормы и требования по ремонту гидроагрегатов и по организации ремонтной деятельности;

разработка организационно - технических мероприятий по обеспечению соответствия отремонтированных гидроагрегатов и процессов ремонта нормам и требованиям технических регламентов, стандартов, иных нормативных документов, действующих в субъекте электроэнергетики;

проведение аудита ремонтной деятельности на гидроэлектростанциях и разработку на основе его результатов организационно - технических мероприятий по повышению эффективности действующей системы технического обслуживания и ремонта;

проведение технического аудита для оценки фактического технического состояния гидроагрегатов;

определение по результатам технического аудита уровней надежности и оценки рисков эксплуатации с целью уточнения номенклатуры и объемов ремонтных работ и сроков их выполнения, установленных в перспективном плане ремонтов;

разработка регламентов (организационных схем) организации выполнения:

срочных ремонтных работ в дневное время;

срочных ремонтных работ в вечернее и ночное время;

ремонтных работ, проводимых без останова установки;

разработку программ испытаний гидроагрегатов до и после ремонта или определение возможности и целесообразности применения типовых программ испытаний;

разработку необходимой нормативной, технической, технологической, организационной и справочно-информационной документации по ремонту с привлечением, при необходимости, конструкторско - технологических и ремонтных организаций;

выполнение работ по созданию и последующему планомерному расширению базы данных, в том числе для применения в создаваемых АСУ ремонтной деятельности гидроэлектростанции, включающей:

паспорта оборудования изготовителей;

технические условия на поставку оборудования;

документы о качестве монтажа;

сведения о наработке оборудования с начала эксплуатации, числе пусков;

сведения о проведенных с начала эксплуатации модернизациях и реконструкциях, техническом перевооружении оборудования, зданий  и сооружений;

сведения о замененном оборудовании, узлах и деталях оборудования за весь период эксплуатации, датах замены и причинах произведенной замены;

сведения о повреждениях, отказах и авариях оборудования, датах и причинах повреждений, отказов и аварий;

документы о контроле металла за весь период эксплуатации (протоколы визуального и измерительного контроля, заключения о проведенной неразрушающей дефектоскопии, заключения о прочности металла);

акты расследований аварий;

предписания и акты органов государственного надзора, данные по их выполнению;

акты субъектов оперативно-диспетчерского управления и данные по их выполнению;

сведения по выполнению противоаварийных циркуляров;

протоколы результатов регламентных и экспрессных испытаний оборудования установок;

данные ремонтных журналов;

акты приемки отремонтированных гидроагрегатов из ремонта;

данные отчетных документов по выполненным капитальным и текущим ремонтам;

сведения документов по производимому входному контролю оборудования, запасных частей и материалов, примененных в процессе выполненных ремонтов;

данные по стоимости и трудоемкости ремонтных работ, выполненных в плановые ремонты;

нормативные и технические документы, применяемые в ремонтной деятельности;

результаты определения (оценки) фактического технического состояния гидроагрегатов;

плановые и отчетные документы, разработанные гидроэлектростанцией по мероприятиям, направленным на повышение (долгосрочной) надежности и экономичности гидроагрегатов;

документы экспертных организаций по ресурсу работы гидроагрегатов;

документы экспертных организаций по промышленной безопасности работы гидроагрегатов;

планы и мероприятия направленные на ликвидацию отступлений и нарушений в эксплуатации и ремонте оборудования, выявленных органами государственного надзора;

приказы, распоряжения и другие документы по вопросам эксплуатационно - ремонтной деятельности;

отчеты по реализации ежегодной ремонтной программы;

разработку или уточнение ранее разработанных графиков выполнения ремонтных работ ремонта по номенклатуре и объемам работ, предусматриваемых перспективным планом ремонта;

разработку или уточнение планов размещения габаритных узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков в здании ГЭС и по территории гидроэлектростанции;

разработку или уточнение проектов механизации ремонтных работ, приобретение и монтаж недостающих стационарных и съемных грузоподъемных средств;

определение потребности в технологическом оборудовании, ремонтной оснастке, инструменте и сроков обеспечения ими;

разработка проектов, изготовление и монтаж недостающих стационарных и переносных ремонтных площадок;

разработка проектов и изготовление недостающих инвентарных лесов, подмостей, и других приспособлений для производства работ на высоте и разработка способов их крепления;

разработка или уточнение планов размещения рабочих мест на ремонтных площадках и оснащения их недостающими постами энергоснабжения (кислородом, ацетиленом, пропанбутаном,  сжатым воздухом, электрическими разводками для электросварки, термообработки и привода механизмов и инструмента);

расширение действующих или организация новых (временных) производственных мощностей для ремонтных бригад в здании ГЭС и на вспомогательных объектах гидроэлектростанции;

расширение при необходимости служебных и бытовых помещений, мастерских, инструментальных кладовых.

В годовой план подготовки к ремонтам включается:

информация по уточнению номенклатуры и сроков исполнения организационно-технических мероприятий включенных в  перспективный план подготовки ремонтов;

сведения о распределении плановой величины затрат на ремонт по отдельным видам и (или) группам оборудования, технических систем;

уточненная номенклатура и объемы потребностей в материально- технических ресурсах для выполнения ремонтов и модернизации;

уточненные потребности в трудовых ресурсах для выполнения ремонтов;

номенклатура и объемы ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и привлекаемыми к выполнению ремонтов организациями - исполнителями ремонта.

проведение предремонтных испытаний оборудования, технических систем для уточнения их фактического технического состояния и соответственно номенклатуры и объемов планируемых ремонтных работ;

организация и проведение конкурентных процедур на выполнение работ по ремонту оборудования организациями - исполнителями ремонта;

организация и проведение конкурентных процедур на поставку оборудования, запасных частей и материалов для выполнения годовой программы ремонтов;

уточнение ранее разработанной конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

разработка месячных планов и графиков ремонта по отдельным видам и (или) группам оборудования, зданиям и сооружениям;

привязка типовой ремонтной документации к условиям выполнения ремонтов на гидроэлектростанции;

разработка технической документации и последующее изготовление ремонтной оснастки и приспособлений, необходимых для выполнения работ, предусмотренных годовым планом ремонта.

В план подготовки к ремонту конкретного гидроагрегата включается:

уточнение номенклатуры и количества оборудования, запасных частей и материалов в соответствии с утвержденной ведомостью объема ремонта и соответственно уточнение, при необходимости, договоров на поставку материально - технических ресурсов;

проведение входного контроля оборудования, материалов и запасных частей на соответствие требованиям технической документации;

установление (уточнение) порядка получения, доставки на ремонтные площадки и хранения оборудования, материалов и запасных частей;

размещение заказов на механическую обработку крупных деталей, если станочный парк гидроэлектростанции не может обеспечить необходимой обработки;

проверка состояния производственных, служебных, санитарно- бытовых и складских помещений, предоставляемых персоналу организаций - исполнителей ремонта;

проверка технического состояния (при необходимости проведение ремонта) грузоподъемных средств, технологической оснастки, средств механизации, постов энергоносителей, проведение освидетельствования грузоподъемных механизмов и оборудования, подведомственных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору;

организация на ремонтных площадках рабочих мест, дополнительного освещения и постов энергоносителей;

уточнение конструкторской и технологической документации на ремонт и проектов производства работ в целях приведения их в соответствие с планируемой номенклатурой и объемами ремонтных работ, плановой производительностью ремонта;

уточнение планов размещения узлов ремонтируемого оборудования на ремонтных площадках, схем грузопотоков;

формирование в необходимом количестве форм организационно -  технических документов, включая ремонтные формуляры, технологические карты контроля, измерений, протоколы, акты;

формирование номенклатуры, объемов и сроков проведения подготовительных работ;

организация изготовления запасных частей и деталей оборудования, приобретение которых не предусмотрено договорами поставки материально - технических ресурсов и договорами с привлекаемыми организациями - исполнителями ремонта;

проверка готовности к выполнению ремонта привлеченных ремонтных организаций;

проверка наличия необходимых для выполнения ремонта материально - технических ресурсов;

организация и проведение мероприятий по обеспечению при выполнении ремонтов требований промышленной и экологической безопасности, охраны труда и пожарной безопасности;

организация работы комиссии по проверке готовности гидроэлектростанции к выполнению ремонтов;

установление состава комиссий по приемке составных частей, конструкций и гидроагрегата в целом из ремонта.

Рекомендуемая форма перспективного плана подготовки к ремонту гидроагрегатов.

Форма перспективного плана подготовки к ремонтам

УТВЕРЖДАЮ

_____________________________

должность технического руководителя

_____________________________

наименование субъекта электроэнергетики

____________ _________________________

подпись  инициалы, фамилия

____________

дата

Перспективный план подготовки к ремонтам

гидроагрегатов на __________ годы

__________________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)

№ п/п	Наименование организационно- технического мероприятия	Подразделе-ние- исполнитель	Сроки исполнения		Промежуточные сроки контроля исполнения	Примечание
			начало	окончание

Приложение № 49
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата

УТВЕРЖДАЮ

_______________________________________________________     ___________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта                              должность технического руководителя

электроэнергетики (гидроэлектростанции)

________ ____________________

подпись        инициалы, фамилия

__________

дата

ВЕДОМОСТЬ

планируемых работ по  __________ ремонту гидроагрегата станционный  № __

вид ремонта

Срок ремонта с ______ по _____

Наименование и обозначение оборудования	Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура планируемых работ*	Объем планируемых работ		Способ организации ремонтных работ (хозяйственный, подряд- ный, при возможности указать организацию - исполнителя ремонта)
		единицы измерения	количество
Итого по гидроагрегату

* По каждой сборочной единице (узлу) перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы.

Руководитель
	(наименование эксплуатационного подразделения электростанции)		подпись, инициалы, фамилия
Руководитель
	(наименование подразделения электростанции исполнителя работ)		подпись, инициалы, фамилия
Руководитель
	(наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)		подпись, инициалы, фамилия

Приложение № 50
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Формы ведомостей основных показателей технического состояния гидротурбины

№ п/п измеряе-мых параметров	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Нормативный документ, регламенти-рующий параметр	Причины несоответ-ствия  значения после ремонта норматив-ному
			нормативное	до ремонта	после ремонта
Номинальной мощности (в числителе) и холостому ходу (в знаменателе) соответствуют:
1.	открытие направляющего аппарата по шкале сервомотора	мм
2.	угол разворота лопастей рабочего колеса по шкале на маслоприемнике	град
3.	давление в спиральной камере	МПа (кгс/ см2)
Показатели вибрации при номинальной мощности (в числителе) и холостому ходу (в знаменателе):
	Составляющие виброперемещений при номинальной мощности (в числителе) и холостом ходе (в знаменателе): крышки гидротурбины горизонтальные:
4.	в направлении верхний бьеф - нижний бьеф	мкм
5.	в направлении левый берег - правый берег	мкм
6.	крышки гидротурбины вертикальные:	мкм
	Биение вала у подшипника турбины в направлении:
7.	верхний бьеф - нижний бьеф	мкм
8.	левый берег- правый берег	мкм
Параметры оборудования гидротурбины
9.	Максимальное рабочее давление в котле маслонапорной установки (МНУ)	МПа (кгс/ см2)
	Давление включения маслонасосов (на котел МНУ):	МПа (кгс/ см2)
10.	рабочего маслонасоса (№ 1)	МПа (кгс/ см2)
11.	резервного маслонасоса (№ 2)	МПа (кгс/ см2)
	Отношение времени работы насосов на котел МНУ под давлением (числитель) к времени стоянки насосов (знаменатель) при работе гидротурбины под нагрузкой:
12.	для насоса № 1
13.	для насоса № 2
14.	Время полного открытия направляющего аппарата гидротурбины от 0 до 100 %	с
15.	Время полного закрытия направляющего аппарата гидротурбины от 100 % до 0	с
16.	Время полного разворота лопастей рабочего колеса	с
17.	Минимальное давление масла в системе регулирования, обеспечивающее закрытие направляющего аппарата гидротурбины без воды	МПа (кгс/ см2)
18.	Время открытия турбинного затвора	с
19.	Время закрытия турбинного затвора	с
	Частота вращения ротора  гидротурбины, при котором:
20.	включается торможение	об/мин
21.	срабатывает защита от разгона	об/мин
22.	Время снижения частоты вращения ротора от номинальной до частоты вращения, при которой включается торможение	с
23.	Время торможения	с
Температуры активных частей и охлаждающей среды
	Установившаяся температура при работе гидротурбины с номинальной мощностью:
24.	масла в ванне подшипника турбины;	ОС
25.	масла в сливном баке маслонапорной установки;	ОС
26.	вкладышей (сегментов) подшипника турбины	ОС
27.	охлаждающей воды до (в числителе) и после (в знаменателе) маслоохладителей гидравлической системы регулирования	ОС
Условия, при которых производились измерения
28.	Отметка верхнего бьефа	м
29.	Отметка нижнего бьефа	м
30.	Температура воды, проходящей через турбину	ОС
31.	Температура воздуха в шахте турбины	ОС
32.	Температура воздуха в помещении установки сливного бака МНУ	ОС
Параметры опорных и направляющих элементов валопровода гидроагрегата
	Составляющие виброперемещений при номинальной мощности (в числителе) и холостом ходе (в знаменателе): верхней крестовины гидрогенератора:
33.	горизонтальная	мкм
34.	вертикальная	мкм
	нижней крестовины гидрогенератора:
35.	горизонтальная	мкм
36.	вертикальная	мкм
	Биение вала у верхнего подшипника гидрогенера-тора в направлении:
37.	верхний бьеф - нижний бьеф	мкм
38.	левый берег- правый берег	мкм
	Биение вала у нижнего подшипника гидрогенера-тора в направлении:
39.	верхний бьеф - нижний бьеф	мкм
40.	левый берег- правый берег	мкм
	Установившаяся температура масла при работе гидрогенератора с номинальной мощностью:
41.	в ванне подпятника	ОС
	в ваннах подшипников гидрогенератора:
42.	верхнего подшипника	ОС
43.	нижнего подшипника	ОС
44.	на каждом сегменте подпятника (отдельными строчками)	ОС
45.	вкладыша (сегментов) верхнего подшипника генератора	ОС
46.	вкладыша (сегментов) нижнего подшипника гидрогенератора	ОС
	Установившаяся температура охлаждающей воды до (в числителе) и после (в знаменателе):
47.	маслоохладителей верхнего подшипника гидрогенератора	ОС
48.	маслоохладителей нижнего подшипника гидрогенератора	ОС
49.	воздухоохладителей гидрогенератора	ОС
50.	Установившаяся температура воздуха до (в числителе) и после (в знаменателе) воздухоохладителей гидрогенератора	ОС

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_____________________  ________________________ ______________________

должность                                           подпись      инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________  _____________ _________ ___________________

наименование  организации - исполнителя              должность               подпись инициалы, фамилия          ремонта

Приложение № 51
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Формы ведомостей основных показателей технического состояния гидрогенератора

№ п/п измеряемых параметров	Наименование параметра	Ед. изм.	Значение			Документ, устанавливающий  нормативное значение	Причины несоответствия  значения нормативному
			норматив	до ремонта	после ремонта
1.	Мощность гидрогенератора при номинальном  cos?	МВт
Статор
	Сопротивление  изоляции обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз):
2.	в горячем состоянии	МОм
3.	в холодном состоянии	МОм
Ротор
4.	Сопротивление изоляции обмотки ротора	МОм
5.	Значение сопротивления обмотки ротора постоянному току	МОм
Обмотка возбуждения и демпферная обмотка ротора
6.	Сопротивление изоляции цепи возбуждения со всей присоединенной аппаратурой генератора	МОм
7.	Сопротивление изоляции цепи возбуждения со всей присоединенной аппаратурой возбудителя	МОм
8.	Сопротивление изоляции обмотки возбудителя (относительно корпуса и бандажей)	МОм
9.	Сопротивление изоляции обмотки подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей)	МОм
Показатели вибрации
	Статора генератора (полюсная частота):	рабочий диапазон размаха вибро-переме-щений, мкм, рабочий диапазон частот, Гц
10.	радиальная	мкм
	Статора генератора (оборотная частота):	рабочий диапазон размаха вибро-переме-щений, мкм, рабочий диапазон частот, Гц
11.	радиальная
	Сердечника статора (полюсная частота):	рабочий диапазон размаха вибро-переме-щений, мкм, рабочий диапазон частот, Гц
12.	радиальная	мкм
	Сердечника статора (оборотная частота):	рабочий диапазон размаха вибро-переме-щений, мкм, рабочий диапазон частот, Гц
13.	радиальная	мкм
	Опорной крестовины (у подпятника):	рабочий диапазон размаха вибро-переме-щений, мкм, рабочий диапазон частот, Гц
14.	радиальная	мкм
15.	вертикальная	мкм
	Биение вала:
	Коллектора возбудителя:
16.	в холодном состоянии	мм
17.	в горячем состоянии	мм
	Контактных колец:
18.	верхнего	мм
19.	нижнего	мм
Температура активных частей гидрогенератора и охлаждающей среды
	Нагрев активных частей гидрогенера-тора:	рабочий диапазон температур °С
20.	обмотки статора макс., средн.	°С
21.	обмотки ротора макс., средн.	°С
22.	сердечника статора макс., средн.	°С
23.	Температура воздуха, входящего из отбора	°С
	Температура охлаждающей среды:	рабочий диапазон температур °С
24.	обмотки статора	°С
25.	обмотки ротора	°С
26.	сердечника статора	°С

Примечания:

1. В позициях 2 - 9 сопротивление изоляции записывается в виде дроби, в числителе которой указывается сопротивление изоляции через 60 с после приложения напряжения, в знаменателе - через 15 с.

2. Замеры вибрации по позициям 10-15 проводятся при холостом ходе гидрогенератора без возбуждения, холостом ходе - с возбуждением и номинальном режиме в горячем состоянии.

Представитель обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции):

_____________________  ________________________ ______________________

должность                                           подпись      инициалы, фамилия

Руководитель ремонта:

_________________________  _____________ _________ ___________________

наименование  организации - исполнителя              должность               подпись инициалы, фамилия                                                                                                                 ремонта

Приложение № 52
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости дополнительных работ по ремонту

УТВЕРЖДАЮ

___________________________________________________________________  ____________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции) должность технического руководителя

_______ _______ ____________________________________

подпись  инициалы, фамилия

____________

дата

ВЕДОМОСТЬ

дополнительных работ по ___________ ремонту гидроагрегата станционный №____

вид ремонта

Срок ремонта     с  __________ по __________

Наименование и обозначение оборудования	Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура дополнительных работ	Объем дополнительных работ		Основание (причины) для включения дополнительных работ	Подразделение исполнителя работ (электростанции или организации - исполнителя ремонта)
		ед. измерения	количество
Гидротурбина
Всего по гидротурбине
Гидрогенератор
Всего по гидрогенератору
Технические системы
Всего по техническим системам
Вспомогательное оборудование
Всего по вспомогательному оборудованию
Всего по гидроагрегату

Руководитель	Руководитель
__________________________________________________________________ (наименование эксплуатационного подразделения гидроэлектростанции)	_____________________________________________________________________ (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)
__________ _____________________________________ подпись                                                       инициалы, фамилия	________ ________________________________________                      подпись                                                      инициалы, фамилия

Приложение № 53
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма протокола исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата

УТВЕРЖДАЮ

_________________________________________________________________                         __________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)                             должность технического руководителя

_____________  ____________________________________

подпись                 инициалы, фамилия

ПРОТОКОЛ

исключения работ из ведомости планируемых

работ по __________ ремонту гидроагрегата станционный № ____

вид ремонта

Срок работ с ______ по _______

Наименование и обозначение оборудования	Наименование сборочных единиц (узлов), номенклатура исключаемых работ	Объем исключаемых работ		Причины исключения работ
		ед. измерения	коли- чество
Гидротурбина
Всего по гидротурбине
Гидрогенератор
Всего по гидрогенератору
Технические системы
Всего по техническим системам
Вспомогательное оборудование
Всего по вспомогательному оборудованию
Всего по гидроагрегату

Руководитель	Руководитель
___________________________________________________________________ (наименование эксплуатационного подразделения гидроэлектростанции)	_____________________________________________________________________ (наименование подразделения организации - исполнителя ремонта)
__________ _____________________________________ подпись                                            инициалы, фамилия	________ ________________________________________                подпись                                          инициалы, фамилия

Приложение № 54
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта готовности гидроэлектростанции к капитальному ремонту гидроагрегата

УТВЕРЖДАЮ

________________________________________________

должность технического руководителя

________________________________________________________

наименование гидрогенерирующей компании

_______________________  _______________________________

подпись инициалы, фамилия

______________

дата

АКТ

готовности ____________________________________________________________________________________________

(наименование субъекта электроэнергетики )

к капитальному ремонту гидроагрегата станционный №

____________________________________________

(наименование гидроэлектростанции)

Комиссия в составе: Председателя

__________________________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

и членов комиссии:

________________________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

____________________________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

« »___________20__ г. проверили готовность

______________________________________________________

(наименование субъекта электроэнергетики )

К капитальному ремонту гидроагрегата станционный №

___________________________________________________________

(наименование гидроэлектростанции)

выводимого в ремонт с _________   на срок  ______ суток.  20__ г.

1. Проверкой  выполнения  плана  подготовки  ремонта  гидроагрегата, проведенной комиссией, установлено следующее:

1.1. Запасные части, материалы, оборудование взамен выработавшего ресурс подготовлены (не) полностью.

Для  выполнения  ремонта  в  соответствии  с  планом  подготовки  к ремонту недостает:

_________________________________________________________________

__________________________________________________________________

1.2. Производственные бригады собственного ремонтного персонала и организаций - исполнителей ремонта сформированы в (не) полном численном и профессиональном составе.

В производственных бригадах недостает:

_____________________________________________________________

_______________________________________________________________

1.3. Грузоподъемные средства, технологическая оснастка, средств механизации, посты энергоносителей, ремонтные площадки подготовлены (не) полностью.

Необходимо подготовить:

__________________________________________________________________

___________________________________________________________________

1.4. График производства ремонтных работ, технологические, нормативные и организационные документы, определяющие производственные задания подразделениям-исполнителям ремонта подготовлены (не) полностью.

Не подготовлены следующие документы:

______________________________________________________________

_____________________________________________________________

1.5. Кроме  того,  из  плана  подготовки  к  ремонту  не  выполнены следующие организационно-технические мероприятия:

Наименование мероприятия	Подразделение- исполнитель	Сроки исполнения		Причины невыполнения
		начало	окончание

2. На основании результатов проверки комиссия заключает:

2.1. Гидроэлектростанция к выполнению ремонта в сроки установленные планом (не) готова.

2.2. План подготовки ремонта гидроагрегата выполнен в (не) полном объеме.

2.3. Для  обеспечения  производства  работ  в  соответствии  с  планом ремонта необходимо выполнить следующие мероприятия:

Наименование мероприятия	Подразделение- исполнитель	Срок выполнения

2.4. Для обеспечения выполнения ремонта в установленные сроки необходимо из ведомостей работ по ремонту гидроагрегата исключить следующие работы:

Наименование, обозначение оборудования	Наименование сборочных единиц (узлов), перечень исключаемых работ

2.5. Для  обеспечения  выполнения  ремонта  гидроагрегата  в  полном объеме согласно плану необходимо календарные сроки ремонта изменить:

начало  ___________ , окончание ___________ .Председатель комиссии  _________  _________________

подпись          инициалы, фамилия

Члены комиссии:  ___________  _________________

подпись                   инициалы, фамилия

___________  _________________

подпись                   инициалы, фамилия

Приложение № 55
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Формы акта дефектации оборудования установки

УТВЕРЖДАЮ     ___________________________________________________________  __________________________________ наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)  должность технического руководителя ____________  _____________________ подпись        инициалы, фамилия ____________ дата     АКТ дефектации оборудования _________________ установки наименование станц. № ________, находящегося в ________________ ремонте вид ремонта с __________ по ___________.     Комиссия в составе: председателя _______________________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия и членов комиссии:______________________________________________________ должность, организация, инициалы, фамилия __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ составила настоящий акт в том, что:     1. На основании результатов контроля и диагностирования технического состояния сборочных единиц (узлов) и деталей основного и вспомогательного оборудования установлены дефекты, приведенные в прилагаемых актах о выявленных дефектах оборудования.     2. Для устранения обнаруженных дефектов требуется выполнение работ (не предусмотренных ведомостью планируемых работ по ремонту), приведенных в прилагаемой ведомости дополнительных работ по ремонту.         3. На основании результатов контроля и диагностирования технического состояния сборочных единиц (узлов) и деталей оборудования необходимо исключить из ведомости планируемых работ по ремонту выполнение работ, приведенных в прилагаемом протоколе исключения работ.

4. Для выполнения работ, приведенных в ведомости дополнительных работ по ремонту необходимо наличие следующих материально-технических ресурсов: ______________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________     5. Производство работ, приведенных в ведомости дополнительных работ по ремонту при наличии материально-технических ресурсов указанных в п.4 настоящего акта с учетом технологических возможностей их выполнения потребует в соответствии с корректированным графиком выполнения ремонтных работ увеличения продолжительности ремонта на ______ суток и изменение срока _________________________ ремонта ________________ вид ремонта  наименование установки ст. № ___ с ________ по __________ дата  дата ( не требует изменения продолжительности и сроков ремонта)     Приложения: Акты о дефектах оборудования ______________ количество Ведомость дополнительных работ по ремонту Протокол исключения работ по ремонту         Председатель комиссии __________ ___________________ подпись         инициалы, фамилия Члены комиссии: ___________ ____________________ подпись         инициалы, фамилия ___________ ____________________ подпись         инициалы, фамилия

Приложение № 56
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта об использовании для ремонта гидроагрегатов материалов-заменителей

УТВЕРЖДАЮ

___________________________________________________________  __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)  должность технического руководителя

____________  _____________________

подпись          инициалы, фамилия

____________

дата

АКТ

об использовании для ремонта гидроагрегата станционный №

материалов-заменителей

Комиссия в составе: председателя

(должность, организация, инициалы, фамилия)

и членов комиссии:

_________________________________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

составила настоящий акт о том, что:

при ______________ ремонте  ______________

(вид ремонта) (наименование)

установки ст. № _____, проведенному с _____ по ________,

(дата)  (дата)

для изготовления перечисленных ниже составных частей (деталей) оборудования вместо материалов, указанных в конструкторской документации использованы допущенные к применению материалы - заменители,   качество   которых подтверждено сертификатами.

Наименование, обозначение (КД, ТУ, ГОСТ) составной части	Материал ГОСТ, ТУ, марка		Причина замещения	Срок контроля технического состояния составной части
	по чертежу	заменитель
(наименование и обозначение оборудования)
1.
2.
… …
… …
(наименование и обозначение оборудования)
1.
2.
… …
… …

Председатель комиссии __________ ___________________

подпись         инициалы, фамилия

Члены комиссии: ___________ ____________________

подпись         инициалы, фамилия

___________ ____________________

подпись         инициалы, фамилия

Примечание. В строках «наименование и обозначение оборудования» указывать: гидротурбина, гидрогенератор, техническая система (наименование), вспомогательное оборудование (наименование).

В колонке «Наименование, обозначение составной части» указывать наименование составной части, детали, конструктивного элемента, при ремонте которых применен материал - заменитель.

Приложение № 57
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости выполненных работ по ремонту гидроагрегатов

УТВЕРЖДАЮ

___________________________________________________________________  ____________________________________

наименование  обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (гидроэлектростанции)       должность технического руководителя

_____________________________________

подпись  инициалы, фамилия

___________

дата

ВЕДОМОСТЬ

выполненных работ по ________________ ремонту гидроагрегата станционный № ___

Срок ремонта с _________________ по ___________

Наименование и обозначение оборудования, сборочных единиц (узлов)	Даты выполнения работ начало/окончание	Номенклатура выполненных работ*	Объем выполненных работ		Подразделение исполнителя работ (электростанции или организации - исполнителя ремонта)
			ед. измерения	количество

* По каждой сборочной единице (узлу) сначала перечисляются типовые работы, затем сверхтиповые работы.

Руководитель	Руководитель	Руководитель
(наименование эксплуатационного подразделения гидроэлектростанции) . подпись     инициалы. фамилия	(наименование подразделения гидроэлектростанции - исполнителя работ) . подпись     инициалы. фамилия	(наименование подразделения организации - исполнителя ремонта) . подпись     инициалы. фамилия

Приложение № 58
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки из ремонта составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов

УТВЕРЖДАЮ

___________________________________________________________            __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)           должность технического руководителя

____________  _____________________

подпись      инициалы, фамилия

____________

дата

АКТ

приемки из ___________ремонта

(вид ремонта)

_________________________________________________________________

(наименование составных частей, технических систем, оборудования)

гидроагрегата станционный №

Комиссия в составе: председателя

_________________________________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

и членов комиссии:

___________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

_______________________________________________________________

________________________________________________________________

составила настоящий акт о том, что:

1. В период с ____по _____

при плановом сроке с______ по ________

в соответствии с ведомостью планируемых работ и планом ремонта, уточненными по результатам дефектации оборудования (не в полном соответствии с ведомостью и нарушением плана), организацией _________________

(наименование организации)

по  договору  №  __________от _________

выполнен  ремонт  гидроагрегата станционный №  .

___________________________________________________________________________________

(наименование составных частей, технических систем, оборудования)

2. Причины несоответствия с ведомостью планируемых работ и нарушений плана ремонта

_________________________________________________________

_________________________________________________________

_______________________________________________________________

3. Комиссией рассмотрены следующие организационно-технические документы:

________________________________________________________________

________________________________________________________________

4. На основании представленных документов и результатов приемо- сдаточных испытаний произведена приемка оборудования из ремонта и установлены следующие оценки качества отремонтированного оборудования и качества выполненных ремонтных работ:

Наимено- вание (составная часть, система, обору- дование)	Станци- онный №	Тип	Оценка качества отремонтированного оборудования		Оценка качества выполненных ремонтных работ
			предвари- тельная	оконча- тельная	предвари- тельная	оконча- тельная

5. Причины изменения предварительной оценки качества отремонтированного оборудования

____________________________________________________

_____________________________________________________________

_______________________________________________________________

6. Причины изменения предварительной оценки качества выполненных ремонтных работ

________________________________________________________

___________________________________________________________

__________________________________________________________

Оборудование включено под нагрузку _________________ в ____час. ____ мин.

(дата)

7. На основании изложенного отремонтированное оборудование   с ____час  ___  мин

_____________ считается    принятым Заказчиком из ремонта.

(дата)

8. Гарантийный  срок  эксплуатации* отремонтированного  оборудования (составных частей) _________________

(продолжительность в месяцах)

с момента включения оборудования под нагрузку.

9. За качество выполненных ремонтных работ организации _______________________________________ устанавливается общая оценка:

(наименование организации - исполнителя ремонта)

предварительно   окончательно

10. В период подконтрольной эксплуатации производятся остановы и выполняются следующие работы:

Наименование оборудования (составной части)	Станционный №	Тип	Перечень работ	Продолжитель- ность останова

11. На этом обязательства организации по указанному договору считаются выполненными.

12. Заказчику переданы следующие технические документы:

________________________________________________________________

_________________________________________________________________

Председатель комиссии ________ __________________

(подпись) (Ф.И.О.)

Члены комиссии:  ________  _____________

(подпись)  (Ф.И.О.)

* Если гарантийный срок эксплуатации оборудования, включенного в настоящий акт, имеет различные значения, то следует указывать его раздельно для каждого типа отремонтированного оборудования.

Приложение № 59
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки из ремонта гидроагрегата

УТВЕРЖДАЮ

___________________________________________________________  __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)    должность технического руководителя

____________  _____________________

подпись        инициалы, фамилия

____________

дата

АКТ

приемки из ______________ ремонта гидроагрегата станционный №  ______

(вид ремонта)

___________

(дата)

Комиссия в составе: председателя

____________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

и членов комиссии:

_________________________________________________________

(должность, организация, инициалы, фамилия)

___________________________________________________________

___________________________________________________________

составила настоящий акт о том, что:

1.  Гидроагрегат,  станционный № ______ находился в   ________________

(вид ремонта)

ремонте  с ________ по

при плановых сроках с  _____по ______.

Ремонт  выполнен  за  ______  календарных часов.

календарных  часов  при  плане   __________

2. Причины увеличения продолжительности ремонта сверх плана:

______________________________________________________________

3. Комиссией рассмотрены следующие представленные документы:

_______________________________________________________________

4. Комиссией произведена проверка пожарной безопасности площадок размещения отремонтированного гидроагрегата, по результатам которой установлено:

- отремонтированное основное и вспомогательное оборудование гидроагрегата  соответствует (не соответствует) нормам и требованиям пожарной безопасности, установленным в нормативных правовых актах и правилах в области пожарной безопасности;

- мероприятия по устранению нарушений норм и требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных, сварочных и огнеопасных работ и отремонтированного оборудования гидроагрегата выполнены (не выполнены).

Причины невыполнения__________________________________________

____________________________________________________________________

Комиссия посредством осмотра установила, что на площадках размещения отремонтированной установки и непосредственно на установке:

• предусмотренные проектной и конструкторской документацией средства сигнализации о возникновении пожарной опасности, стационарные средства пожаротушения находятся (не находятся) в работоспособном состоянии;

• прошедшие проверку переносные средства пожаротушения имеются (не имеются) в наличии;

• пути эвакуации персонала в случае пожара свободны (не свободны) для перемещения людей, задействовано (не задействовано) рабочее и эвакуационное освещение, установлены (не установлены) указатели направления эвакуации;

• персонал, обслуживающий площадки размещения оборудования установки, прошел (не прошел) в установленном порядке инструктаж и проверку знаний по пожарной безопасности, обучен (не обучен) действиям при возникновении пожара;

• на электростанции имеется (отсутствует) персонал, ответственный за техническое состояние технических систем пожарной сигнализации и пожаротушения.

На основании рассмотренных документов и результатов осмотра комиссия считает необходимым устранить следующие недостатки по обеспечению пожарной безопасности объекта:

___________________________________________________________________________

Отремонтированная _______________ установка принимается из ремонта с  (наименование)

оценкой пожарной безопасности _________________________________________________.

5. На  основании  рассмотренных  документов  и  результатов  приемо-сдаточных испытаний, проведенных в соответствии с

(наименование программ приемо-сдаточных испытаний)

отремонтированному  оборудованию, входящему  в состав гидроагрегата,

установлены следующие оценки качества:

Наименование основного оборудования, технических систем, вспо- могательного оборудования	Станц. №	Тип	Оценка качества отремонтированного оборудования		Причины изменения оценки качества отремонтированного оборудования (составных частей)	Организа-ция- исполни-тель ремонта
			предвари- тельная	оконча- тельная

6. На основании результатов подконтрольной эксплуатации и оценок качества отремонтированного оборудования, отремонтированный гидроагрегат принимается в постоянную эксплуатацию с окончательной оценкой ____________________________________.

7. На основании проверки выполнения установленных требований и оценок качества отремонтированного оборудования (составных частей), входящего в состав гидроагрегата, организациям - исполнителям ремонта за качество выполненных ремонтных работ комиссией устанавливаются оценки:

Наименование организации - исполнителя ремонта	Оценка качества выполненных ремонтных работ		Причины изменения оценки качества выполненных ремонтных работ
	Предварительная	окончательная

8. В  течение  подконтрольной  эксплуатации    проводятся остановы оборудования и выполняются следующие работы:

Наименование оборудования	Станционный №	Тип	Перечень работ	Продолжительность останова

Председатель комиссии  ______ _____________________

подпись  инициалы, фамилия

Члены комиссии:  ________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

Приложение № 60
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма решения о возможности применения ремонта гидроагрегатов по их техническому состоянию

	УТВЕРЖДАЮ
	______________________________________________ должность технического руководителч ______________________________________________ наименование субъекта электроэнергетики _______________  _______________________________ подпись                        инициалы, фамилия ______________ дата

Решение

о возможности применения ремонта по техническому состоянию ____________________________________ станционный (диспетчерский) №

(наименование ЛЭП, оборудования, тип) _____________________________

(наименование субъекта электроэнергетики)

г.________________      «___» __________201_г.

1. Комиссия в составе:

председателя ______________________________________________________

(должность, организация, Ф.И.О.)

членов комиссии: ___________________________________________________

(должность, организация, Ф.И.О.)

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

2. Провела проверку работоспособности и исправности автоматизированной системы контроля технического состояния ___________

_______________________________ ст. № _____________________________,

(наименование основного оборудования, тип)     (наименование электростанции)

состав входных и выходных параметров и показателей технического состояния наличие в системе их допустимых и предельных значений, позволяющих достоверно определить фактическое техническое состояние___

_______________________________.

(наименование основного оборудования, тип)

3. Рассмотрела представленные субъектом электроэнергетики:

3.1. локальными норматиными актами __________________________________________________________________,

(наименование и обозначение документа)

устанавливающий периодичность, методы, объемы и технические средства контроля, систему показателей технического состояния и, соответствующие, их допустимые и предельные значения, позволяющие достоверно определять

фактическое техническое состояние __________________________________

(наименование ЛЭП, оборудования, тип)

и его изменение в период до следующего выполнения контроля, его полноту, обоснованность установленных норм и требований и его соответствие требованиям Правил ТОиР.

3.2. Технико-экономическое обоснование эффективности применения ремонта по техническому состоянию_______________________________________.

(наименование ЛЭП, оборудования , тип)

4. На основании результатов проверки функционирования автоматизированной системы контроля технического состояния

_______________________________ ст. № _____________________________,

(наименование основного оборудования, тип)     (наименование электростанции)

и результатов анализа, представленных субъектом электроэнергетики документов, комиссия (не) считает технически возможным и экономически целесообразным применение ремонта по техническому состоянию для

_______________________________ ст. № _____________________________,

(наименование основного оборудования, тип)     (наименование электростанции)

с периодичностью контроля технического состояния _______ часов эксплуатации при соблюдении следующих условий и выполнении следующих мероприятий:

4.1. В процессе эксплуатации _______________________________________

4.2. В первый останов для контроля технического состояния _____________

_______________________________________________________________

4.3. В первый ремонт по техническому состоянию _________________

____________________________________________________________

5. Особое мнение членов комиссии (не имеется) (см. приложение).

Председатель комиссии ________________________________________

(подпись, расшифровка подписи)

Члены комиссии _______________________________________________

(подпись, расшифровка подписи)

1.1. В  процессе  эксплуатации

_________________________________________________________

__________________________________________________________

4.2 В первый останов для контроля технического состояния

_____________________________________________________________

____________________________________________________________

______________________________________________________________

4.3. В первый ремонт по техническому состоянию

_______________________________________________________________

_________________________________________________________________

2. Особое мнение членов Комиссии (не имеется) (см. приложение).

Председатель комиссии  ______ _____________________

подпись  инициалы, фамилия

Члены комиссии:  ________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

Приложение № 61
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма технического журнала по эксплуатации гидротехнического сооружения

______________________________________________________________

(наименование субъекта электроэнергетики, обособленного подразделения субъекта электроэнергетики)

_______________________________________________________________________________

(наименование электростанции)

Технический журнал по эксплуатации гидротехнического сооружения

______________________________________________________________________________

(наименование сооружения по инвентарной ведомости)

Дата ввода в эксплуатацию

Основные технико-экономические показатели

1. Площадь сооружения, м2
2. Строительный объем, м3
3. Балансовая (восстановительная) стоимость, тыс. руб.
4. Иные показатели

Дата записи	Содержание	Примечания

В грвфу «Содержание»: заносятся данные о результатах технического контроля состояния сооружения и его конструктивных элементов и о техническом обслуживании сооружения, в том числе о:

- технических осмотрах;

- технических обследованиях;

- технических освидетельствованиях;

- сведения о фактах существенных нарушений правил эксплуатации и о ликвидации их последствий и принятых мерах по предупреждению аналогичных нарушений;

- основные сведения о проведенных текущих и капитальных ремонтах и реконструкциях (сроки, вид ремонта, объем).

В графу «Примечание»: заносятся дополнительные сведения, пояснения, ссылки и иные данные, а также отметки уполномоченного лица о проверке ведения журнала.

Приложение № 62
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана ремонта гидротехнических сооружений

УТВЕРЖДАЮ

_______________________________________

должность технического руководителя

_______________________________________________

наименование субъекта электроэнергетики

_______________ _______________________________

подпись инициалы, фамилия

_______________

дата

Перспективный план

ремонта гидротехнических сооружений

_______________________________________________________ на период  с     ______ _________ по __________________

(наименование  электростанции)

Год	Наименование гидротехнических сооружений (элементов - объектов ремонта)	Вид ремонта (капитальный, текущий)	Планируемая дата начала ремонта	Продолжи- тельность ремонта, сутки	Ожидаемые ограничения режима электростанции	Укрупненный перечень работ	Сроки разработки проектной докумен- тации	Планируемая стоимость ремонта, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Всего по электростанции

.

должность технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции)

_______________ _______________________________

подпись инициалы, фамилия

_______________

дата

Приложение № 63
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана ремонта гидротехнических сооружений

УТВЕРЖДАЮ

_______________________________________

должность технического руководителя

_______________________________________________

наименование субъекта электроэнергетики

_______________ _______________________________

подпись инициалы, фамилия

_______________

дата

Годовой план ремонта гидротехнических сооружений на 20__ год ________________________________

(наименование электростанции)

Наимено- вание объекта ремонта, вид ремонта, укрупненный перечень работ	Объемы работ по смете		Выполнено работ на конец 20___  г.		Переходящий остаток сметных сумм на начало 20___  г., тыс. руб.	План физических объемов работ на 20___  г. (в соответствующих единицах измерения)		План на 20___  г., тыс. руб					Сроки начала и окончания работ	Переходящий остаток на начало 20 ___ г., тыс.руб.	Исполни-тель (подразде- ление электро- станции, органи- зация - исполнитель ремонта)
	Физичес-кий объем (в соответ- ствующих единицах измерения)	Стои- мость, тыс. руб.	Физический объем (в соответ- ствующих единицах измерения)	Стои-мость, тыс. руб.		Всего	В т.ч. подрядный способ	Всего	I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
_____________________________________________________________________________________ должность технического руководителя обособленного подразделения _______________ _______________________________ подпись                      инициалы, фамилия _______________ дата

Приложение № 64
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта предремонтного освидетельствования гидротехнического сооружения

(наименование электростанции)      (гидротехническое сооружение)

АКТ

предремонтного освидетельствования гидротехнического сооружения

Комиссия в составе:

представителей Заказчика ____________________________________

_____________________________________

(должности, фамилии, инициалы)

представителей Подрядчика  __________________________________

_________________________________

(должности, фамилии, инициалы)

произвела « _____ » ___________   20_____

освидетельствование в натуре гидротехнического сооружения

___________________________________________________________________________________

(гидротехническое сооружение, конструкция, элемент - объект ремонта)

и, ознакомившись с предъявленной производственно-технической документацией, установила следующее:

На основании изложенного комиссия считает, что объект нуждается в следующем ремонте:

Представитель Заказчика ______________ _________________________________

подпись     фамилия, инициалы

Представитель Подрядчика__________  _______________________

подпись фамилия, инициалы

Приложение № 65

к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма ведомости планируемого объема ремонтно-строительных работ

________________________________________________________

(наименование субъекта электроэнергетики, его обособленного подразделения,  электростанции)

________________________________________________________

(гидротехническое сооружение)

ВЕДОМОСТЬ

планируемого объема ремонтно-строительных работ по

ремонту

(вид ремонта)

(наименование гидротехнического сооружения, объектов ремонта)

Срок ремонта с «____» ______ по  «___» ________ 20 ____ г.

Основание:  Акт общего технического осмотра (Акт освидетельствования)

______________________________________  от  « ____» _______ 20___ г.

(наименование гидротехнического сооружения)

Вид работ	Формула подсчета	Ед. измерения	Количество
1	2	3	4

Представитель Заказчика ______________ _________________________________

подпись     фамилия, инициалы

Представитель Подрядчика__________      _______________________

подпись                       фамилия, инициалы

Примечание: при  составлении  описания  видов  работ  следует  указать  состав  работ, материалы, конструкции по аналогии со сметными нормами.

Приложение № 66
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работ

УТВЕРЖДАЮ

______________________________________________         __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта должность технического руководителя

электроэнергетики (электростанции)

____________ _____________________

подпись       инициалы, фамилия

____________

дата

АКТ

готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работ

Объект ремонта                                                                                                                                .

(конструкция, элемент гидротехнического сооружения)

Комиссия в составе представителей:

Заказчика:   ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

(должности, фамилии, инициалы)

Подрядчика: _________________________________________________________________

____________________________________________________________________________

(должности, фамилии, инициалы)

произвела « ____ »   _____________20 __ г. проверку выполнения Заказчиком

подготовительных работ и наличия материалов для ремонтных работ и, ознакомившись с производственно-технической документацией, установила:

2. Подъездные дороги, электросеть, водопровод, сети сжатого воздуха и пара, телефонная связь, складские помещения, контора, раздевалка и прочие сооружения выполнены без отступления (с отступлением) от проекта.

3. Материалы для ремонтных работ укомплектованы полностью (неполностью). Недостает _________________________________________________________

__________________________________________________________________

(наименование материалов, кг, тонн)

4. Доставка в срок недостающего количества материалов обеспечивается:

__________________________________________________

(заказчиком, подрядчиком)

Проект производства работ и смета рассмотрены и соответствуют характеру и объему выполняемых работ.

Заключение. Объект выводится в ремонт на срок  ______ календарных суток с «____ » 20___г.

по «___» _________20___ г.

Представитель Заказчика ______________ _________________________________

подпись     фамилия, инициалы

Представитель Подрядчика__________  _______________________

подпись фамилия, инициалы

Приложение № 67
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Порядок проведения процедур при приемке гидротехнического сооружения из ремонта

№ п.п.	Процедура	Ответственный за осуществление процедуры	Документ, являющийся результатом процедуры
1	Создание рабочих комиссий по приемке законченных ремонтом отдельных элементов, конструкций гидротехнических сооружений, механического оборудования, специальных  работ	обособленное подразделение субъекта электроэнергетики (заказчик), организации - исполнители ремонта, проектная организация	Распоряжение (приказ) о создании рабочих  комиссий
2	Сбор и анализ информации, подтверждающей завершение ремонтных работ, соответствие их утвержденной проектной документации, нормативному уровню безопасности, требуемому качеству работ, выполнение предписаний органов государственного надзора	Рабочие комиссии	Комплект материалов, подтверждающих соответствие принимаемого объекта  указанным требованиям
3	Приемка (освидетельствование) отдельных законченных ремонтом объектов (сооружений, механического оборудования) и работ (в том числе скрытых)	Рабочие комиссии	Акты  рабочих комиссий  о приемке (освидетельствовании) объектов
4	Утверждение актов рабочих комиссий о приемке законченных ремонтом объектов и работ (в том числе скрытых) и передача их приемочной комиссии	обособленное подразделение субъекта электроэнергетики (заказчик), организации - исполнители ремонта,	Утвержденные акты рабочих комиссий
5	Создание Приемочной комиссии по приемке законченного ремонтом гидротехнического сооружения	обособленное подразделение субъекта электроэнергетики (заказчик), организации - исполнители ремонта, проектная организация	Приказ о создании Приемочной комиссии
6	Рассмотрение Приемочной комиссией материалов  о готовности  гидротехнического сооружения  к приемке из ремонта, в том числе:	Приемочная комиссия

№ п.п.	Процедура	Ответственный за осуществление процедуры	Документ, являющийся результатом процедуры
6.1	документов, подтверждающих соответствие отремонтированного сооружения утвержденной проектной документации и техническим нормативам, в том числе по результатам испытаний строительных конструкций, технических средств и оборудования	обособленное подразделение субъекта электроэнергетики, организации - испольнители ремонта, проектная организация	Раздел Акта приемки объекта
6.2	актов рабочих  комиссий по приемке из ремонта отдельных сооружений  и оборудования	обособленное подразделение субъекта электроэнергетки, председатели рабочих комиссий	Разделы  Акта приемки  объекта
6.3	документов и предписаний органов государственного  надзора, выданных  в отношении отремонтированного объекта, и документов  об их  выполнении,	обособленное подразделение субъекта электроэнергетки, строительная организация	Раздел Акта приемки объекта
6.4	документов о готовности персонала и аварийно- спасательных служб к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий на отремонтированном объекте	обособленное подразделение субъекта электроэнергетки	Раздел Акта приемки объекта
8	Подписание Акта о приемке из ремонта гидротехнического сооружения	обособленное подразделение субъекта электроэнергетки	Акт  о  приемке гидротехнического сооружения из ремонта
9	Процедуры, связанные с подготовкой и утверждением уполномоченными органами надзора декларации безопасности отремонтированного гидро- технического сооружения	обособленное подразделение субъекта электроэнергетки	Утвержденная декларация безопасности отремонтированного гидротехнического сооружения

Примечание. Приведенный перечень представлен для применения при проведении комплексного ремонта гидротехнического сооружения; при проведении выборочного ремонта перечень процедур может быть сокращен на основании решения технического руководителя обособленного подразделения субъекта электроэнергетки.

Приложение № 68
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта освидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)

________________________________________________________

(наименование электростанции)

________________________________________________________

(конструкция, элемент гидротехнического сооружения, работы)

АКТ

освидетельствования скрытых работ

№ __________                                        «____» ___________ 20___ г.

________________________________________________________

(наименование объекта ремонта, наименование работ)

Рабочая комиссия, назначенная заказчиком  _____________________________________________________________________________,

(наименование субъекта электроэнергетики, дата и номер документа)

в составе:

председателя рабочей комиссии - представителя заказчика

(должность, фамилия, инициалы)

членов рабочей комиссии - представителей:

организации - исполнителя ремонта, _______________________________

(должность, фамилия, инициалы)

организации - исполнителя работ, осуществляющей  подготовку проектной документации, __________________________________________

(должность, фамилия, инициалы)

руководитель производства работ, подлежащих освидетельствованию,

________________________________________________

(должность, фамилия, инициалы)

а также представители  иных организаций участвующих в освидетельствовании,

_______________________________________________

_______________________________________________

(должности, фамилии, инициалы)

произвела освидетельствование выполненных работ, ознакомилась с предъявленной технической документацией и составила настоящий акт о нижеследующем:

1. К освидетельствованию предъявлены следующие работы: _______________

_______________________________________________________________________

(наименование скрытых работ)

2. Работы выполнены по проектной документации ______________________

____________________________________________________________________

_______________________________________________________________________

(номер, другие реквизиты чертежа, наименование и раздел проектной документации)

3. При выполнении работ применены_____________________________________

(наименование строительных материалов,

_______________________________________________________________________

изделий со ссылкой на сертификаты или другие документы, подтверждающие качество)

5. Предъявлены документы, подтверждающие соответствие работ предъявляемым к ним требованиям:___________________________________

_______________________________________________________________________

______________________________________________________________________

(исполнительные схемы и чертежи, результаты экспертиз, обследований, лабораторных и иных испытаний выполненных работ, проведенных в процессе строительного контроля.)

6. Даты: начала работ           «____»________________ 20___г.

окончания работ    «____»________________ 20___г.

7. Работы выполнены в соответствии с ___________________________________ _______________________________________________________________________________________________________________________________________________

(указываются наименование, статьи (пункты) технического регламента (норм и правил), иных нормативных правовых актов)

8.  Выявленные отступления от проектной документации, технологии ремонтных работ, не препятствующие нормальной эксплуатации и безопасности объекта ремонта ____________________________________________________________

(перечень отступлений)

согласованы с _______________________________________________________________

9.  Разрешается производство последующих работ по  __________________  _______________________________________________________________________

___________________________________________________________________

(наименование работ,  конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения)

Дополнительные сведения: ____________________________________________

____________________________________________________________________________

Акт составлен в _______ экземплярах.

Приложения:______________________________________________________________________________________________________________________________________

Председатель рабочей комиссии ___________  _________________

подпись                  фамилия, инициалы

Члены рабочей комиссии

_________________________________

подпись                   фамилии, инициалы

___________  _________________

подпись                   фамилии, инициалы

Приложение № 69
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки гидротехнического сооружения из ремонта

УТВЕРЖДАЮ

УТВЕРЖДАЮ

___________________________________________                 __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта                                       должность технического руководителя

электроэнергетики (электростанции)

____________ _____________________

подпись            инициалы, фамилия

____________

дата

дата

Объект ремонта    __________________________

(гидротехническое сооружение)

АКТ

приемки из ремонта гидротехнического сооружения

Комиссия, назначенная заказчиком ______________________________________ ____________________________________________________________________,

(наименование субъекта электроэнергетики, обособленного подразделения субъекта электроэнергетики, дата и номер документа)

в составе:

председателя комиссии - представителя заказчика

_________________________________________________________,

(должность, фамилия,  инициалы)

членов комиссии:

_________________________________________________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

(должности, фамилии,  инициалы)

произвела приемку законченного __________________ремонтом объекта

(вид ремонта)

____________________________________________________________________

При приемке установлено:

1. Ремонт выполнялся ______________________________________________

в период с «____» ___________ 20__ г. по  «____» ______________ 20__ г.

при сроке по плану с «___» _________ 20__ г. по  «___» ________ 20__ г.

и выполнен за _____ календарных суток против ____ суток по плану.

Ответственный руководитель работ ____________________________________

____________________________________________________________________

Производитель работ (бригада) _________________________________________

2. Ремонт произведен на основании _____________________________________

____________________________________________________________________

3. Имеющие место отступления от проекта _______________________________

____________________________________________________________________

4. При ремонте выполнены следующие основные работы ___________________

___________________________________________________________________________

5. Перечень недоделок, не препятствующих нормальной эксплуатации объекта, ___________________________________________________________

__________________________________________________________________

6. Сметная стоимость ремонта объекта по утвержденной сметной документации _____________________________________________ тыс. руб.

Фактическая стоимость выполненных и принятых по настоящему акту работ

__________________________________________________________ тыс. руб.

Сметная стоимость недоделок, приведенных в п. 5 акта _________________

__________________________________________________________ тыс. руб.

7. Комиссия проверила наличие и содержание следующих документов по ремонту __________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

8. Соответствие выполненных работ  требованиям  Технического  регламента   о безопасности зданий и сооружений __________________________________

Решение комиссии:

Предъявленный к сдаче объект _______________________________________

принимается в эксплуатацию "__" ______________ 20__ с оценкой выполнения работ _______________________ .

Приложения к акту: _________________________________________________

__________________________________________________________________

Председатель комиссии: ____________________________________________________

(подпись, инициалы, фамилия)

Члены комиссии: __________________________________________________________

__________________________________________________________

___________________________________________________________

(подписи, инициалы, фамилии)

Приложение № 70
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Номенклатура типовых текущих, средних и капитальных ремонтов подсистем АСУ ТП (средств ТАИ)

1. Контрольно - измерительные приборы, приборы теплового контроля, технологических защит и автоматики.

Перед выполнением ремонтных работ необходимо убедиться в работоспособности контрольно - измерительного прибора, прибора теплового контроля, технологических защит или автоматики (далее - Прибор). При отсутствии замечаний к работе Прибора необходимо выполнить его поверку или калибровку, в зависимости от сферы регулирования (обязательная или добровольная).

1.1. В объем текущего ремонта Прибора входит:

вскрытие прибора, очистка;

осмотр узлов и элементов прибора без его разборки;

проверка состояния креплений, контактных соединений изолирующих элементов, отдельных деталей и узлов;

замена быстроизнашивающихся деталей и элементов (контактного ролика, тросика, стекла, фетровых дисков, печатающей каретки, стрелки, тумблеров, переключателей, вибропреобразователей, съемных печатных плат);

проверка работы, регулировка Прибора;

выполнение поверки или калибровки средств измерений.

1.2. В объем среднего ремонта Прибора входит:

вскрытие прибора, очистка;

снятие дефектных узлов (синхронного и реверсивного электродвигателей, многоточечного переключателя, печатающей каретки, ленточного механизма электронного и полупроводникового усилителей, реохорда) и деталей прибора;

ремонт или замена дефектных узлов и деталей Прибора;

устранение неисправностей электрической схемы прибора (замена радиодеталей, микросхем, микросборок, микромодулей, разъемов, стрелочных индикаторов);

сборка прибора;

проверка механических и электрических характеристик прибора в рабочих режимах;

регулировка и настройка Прибора по картам напряжений, контрольным точкам, на соответствие требованиям нормативной  и технической документации;

выполнение поверки или калибровки Прибора.

1.3. В объем капитального ремонта Прибора входит:

полная разборка прибора и его узлов, очистка;

дефектация Прибора;

ремонт или замена дефектных узлов и деталей;

устранение дефектов корпуса и его покраска;

комплексная проверка и настройка Прибора;

технологическая (стендовая) обкатка Прибора;

выполнение поверки или калибровки Прибора.

Калибровка производится в соответствии с требованиями нормативных документов, регламентирующих порядок и методы выполнения таких работ.

2. Подсистемы технологического контроля, автоматического регулирования, управления, защиты и сигнализации технологического оборудования (далее - Подсистемы).

2.1. В объем текущего ремонта Подсистемы входит:

профилактический контроль схем;

выявление и устранение неисправностей;

проверка работы схем.

2.2. В объем среднего ремонта Подсистемы входит:

проверка элементов схем Подсистемы;

замена неисправных элементов схем;

проверка электрических соединений элементов схем;

индивидуальное опробование элементов схем;

регулировка и наладка схем.

2.3. В объем капитального ремонта Подсистемы входит:

разборка схем Подсистемы;

снятие, проверка, регулировка приборов и аппаратуры схем Подсистемы;

проверка схем вторичной коммутации и кабельных связей с контролем изоляции схем Подсистемы;

замена неисправных элементов схем Подсистемы;

сборка схем Подсистемы;

индивидуальное опробование элементов схем Подсистемы;

регулировка и наладка схем Подсистемы;

комплексное испытание Подсистемы.

2.4. В случае реализации Подсистем на базе ПТК и (или) микропроцессорных приборов, в объемы всех видов ремонтов включются работы по тестированию, актуализации (при необходимости) и контроля действия лицензионного соглашения программного обеспечения.

2.5. Для ГЭС после ремонта проводится проверка Подсистем на соответствие техническим требованиям испытаниями по утвержденной техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения программе, которая в необходимых случаях согласовывается с субъектами оперативно - диспетчерского управления.

3. График ремонтных работ основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики предусматривает проведение индивидуального опробования, регулировки и наладка подсистем АСУ ТП (средств ТАИ).

4. Компоненты ПТК подсистем АСУ ТП на базе средств вычислительной техники и серверного оборудования (далее - СВТ и СО).

4.1. В объем текущего ремонта СВТ и СО входит в том числе:

осмотр внутреннего пространства корпуса;

очистка от пыли внутреннего пространства корпуса;

замена или очистка корпусных фильтров;

осмотр и, при необходимости, замена вентиляторов охлаждения;

создание образов разделов жесткого диска;

проверка возможности восстановления системы из созданных образов.

4.2. Средний  и капитальный ремонт СВТ и СО не проводится.

4.3. По истечении срока службы, окончании поддержки программно - технических средств и выпуска запасных частей СВТ и СО подлежат замене или модернизации.

Приложение № 71
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень отчетной документации по результатам проведения среднего и капитального ремонта подсистем АСУ ТП (средств ТАИ):

а) протоколы сопротивления изоляции кабельных связей (схем) и электродвигателей электроприводов задвижек и регуляторов;

б) протоколы сопротивления изоляции кабельных связей точек контроля, участвующих в цепях защит;

в) протоколы настроек автоматических выключателей (АП-50);

г) протоколы настройки первичных преобразователей;

д) протоколы калибровки средств измерений (первичных преобразователей, вторичных приборов, измерительных каналов) или свидетельства о калибровке средств измерений;

е) протоколы продувки и проверки на герметичность (опрессовки) импульсных линий КИП расхода, давления, уровня;

ж) протокол проверки технологической сигнализации;

з) протоколы проверки ПТК (при наличии);

и) акты скрытых работ (эскизы профилей регулирующих органов, установка датчиков ОСР турбины, установки датчиков термоконтроля котла);

й) акт настройки токовых реле, промежуточных реле, реле времени, магнитных пускателей схем авторегуляторов, электроприводов задвижек, технологических защит, блокировок и сигнализации;

к) акт проверки технологических блокировок и АВР;

л) акт проверки прохождения дискретных сигналов;

м) протоколы проверки технологических защит;

н) акты установки измерительных диафрагм (при их наличии);

о) расходные характеристики регулирующих органов (при наличии штатных средств измерения расхода до и после ремонта);

п) протоколы (карты) настроек авторегуляторов;

р) протоколы приемки из ремонта схем управления запорной и регулирующей арматуры (с воздействием на исполнительный механизм);

с) протоколы комплексного опробования и отдельных испытаний, проведённых по специальным программам (для ГЭС).

Приложение № 72
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма акта приемки из ремонта подсистем АСУ ТП(средств ТАИ)

УТВЕРЖДАЮ

____________________________________________            __________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта                                  должность технического руководителя

электроэнергетики (электростанции)

____________  _____________________

подпись        инициалы, фамилия

____________

дата

АКТ

о приемке из капитального/среднего ремонта АСУ ТП/
средств тепловой автоматики и измерений

Основание:_____________________________________________________

Составлен комиссией:

Председатель комиссии:

______________________________________________

должность, фамилия, инициалы

Члены комиссии ______________________________________________________________

должность, фамилия, инициалы

______________________________________________________________

должность, фамилия, инициалы

в том, что в период с____________20__ г. по ____________ 20__ г.
при плановых сроках с ___________ 20__ г. по _______________20__ г.
Цехом/Службой ______________________________________

наименование структурного подразделения

произведен капитальный / средний ремонт

_______________________________________________________________

наименование подсистем АСУ ТП/ средств ТАИ, станционный. №, тип, мощность, параметры оборудования

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

Отремонтированные подсистемы АСУ ТП/ средства ТАИ принять в эксплуатацию согласно требованиям нормативной и технической документации на ремонт

с «__ » ___________ 20___ г.

Оценка выполненных работ

__________________________________.

Составлена следующая ремонтная документация:

___________________________________________________________

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________

Председатель комиссии  ______ _____________________

подпись  инициалы, фамилия

Члены комиссии:  ________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

Приложение № 73
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма Акта на приемку отремонтированных объектов электрических сетей из ремонта

УТВЕРЖДАЮ

_______________________________________

должность технического руководителя

_______________________________________________

наименование субъекта электроэнергетики

_______________ _______________________________

подпись          инициалы, фамилия

________________

дата

АКТ № ___________ от ____________

приемки отремонтированных, модернизированных

объектов электрических сетей

Субъект электроэнергетики: ____________________________________________

Обособленное подразделение ________________________________________________________

Комиссия в составе:

Председатель: ___________________________________________________________________

(должность, Ф.И.О.)

Члены комиссии:

______________________________________________________________

(должность, Ф.И.О.)

______________________________________________________________

(должность, Ф.И.О.)

______________________________________________________________

(должность, Ф.И.О.)

составили настоящий акт в том, что _________________________________________________

(наименование объекта, объемов)

находился (находились) в_________________________________________________________

(плановом, неплановом ремонте, модернизации)

с _____________________ 20______ г. по __________ 20______г.

Ремонт (модернизация) выполнены в объеме: ________________________________________

(вид ремонта / объем модернизации)

______________________________________________________________

(перечень невыполненных работ)

Дополнительно выполнены следующие работы______________________________________

______________________________________________________________

(перечень дополнительных работ)

Комиссией проверены следующие организационно-технические документы: ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

На основании анализа представленных документов, осмотра отремонтированных объектов, результатов приемо - сдаточных испытаний оборудования под нагрузкой в течение 48 часов  (для оборудования ПС 35 кВ и выше)   и месячной подконтрольной эксплуатации (для оборудования ПС 35 кВ и выше) установлены следующие  оценки  качества отремонтированных объектов и качества выполнения ремонтных работ:

Объект	Оценка качества
Диспетчерское наименование Тип	отремонтированного оборудования		выполненных работ
	соотв. требов. НТД	соотв. требов. НТД с огранич.	отл	хор	удв	неуд

Уровень пожарной безопасности объекта электрической сети:

______________________________________________________________

На основании изложенного отремонтированные объекты считаются принятыми из ремонта в эксплуатацию с _____________________ 20______ г.

Гарантийный срок эксплуатации отремонтированных объектов электросетей

______________________________________________________________

(календарная  продолжительность в месяцах)

с момента включения оборудования под нагрузку

Председатель комиссии  ______ _____________________

подпись  инициалы, фамилия

Члены комиссии:  ________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

________  ___________________

подпись  инициалы, фамилия

Приложение № 74
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень основных работ по техническому обслуживанию
ВЛ 35 кВ и выше и сроки по техническому обслуживанию

Наименование работы	Сроки проведения
Осмотры
1. Периодический осмотр в дневное время без подъема на опоры	По графикам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетки. Не реже 1 раза в год
2. Верховой осмотр с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорок (их участков)	На ВЛ или их участках со сроком службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности - не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ (их участках) - не реже 1 раза в 12 лет
3. Выборочный осмотр отдельных ВЛ (их участков)инженерно-техническим персоналом	Не реже 1 раза в год
4. Осмотры инженерно-техническим персоналом ВЛ (или их участков), подлежащих капитальному ремонту и прошедших капитальный ремонт	В течение года предшествующего капитальному ремонту и в период подконтрольной эксплуатации.
5. Внеочередной осмотр	После отключений при нарушениях работы, после стихийных явлений, при возникновении условий, которые могут привести к повреждению ВЛ, после автоматического отключения ВЛ релейной защитой (по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики)
6. Ночной осмотр	По мере необходимости
Основные профилактические измерения, проверки
7. Проверка расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений	При осмотрах ВЛ
8. Измерение стрел провеса проводов и грозозащитных тросов, расстояний между проводами и проводов до элементов опор: на ВЛ 35-220 кВ в 3-5 %, на ВЛ 330-750 кВ в 1 % пролетов.	Не реже 1 раза в 6 лет
9. Измерение ширины просеки	При осмотрах ВЛ
10. Проверка состояния опор, проводов, грозозащитных тросов и контактных соединений.	При осмотрах ВЛ, после монтажа новых соединений.
11. Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, гаек анкерных болтов опор	Не реже 1 раза в 6 лет
12. Выборочная проверка состояния фундаментов опор и U-образных болтов опор на оттяжках с выборочным вскрытием грунта; проверка тяжений в оттяжках	Не реже 1 раза в 6 лет
13. Проверка состояния железобетонных опор и приставок.	Не реже 1 раза в 6 лет
14. Проверка антикоррозионного покрытия металлических опор, траверс, подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта	Не реже 1 раза в 6 лет
15. Проверка загнивания деталей деревянных опор	Первый раз через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей
16. Проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями или тепловизионным обследованием.	Не реже 1 раза в 6 лет
17. Проверка (визуально) целостности изоляторов всех типов	При осмотре ВЛ
18. Проверка электрической прочности фарфоровых изоляторов	Первый раз на 1-2 год, второй раз на 6-10 год после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов
19. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор	После капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства
20. Измерение сопротивления изоляции заземляющих устройств:     - на ВЛ 110 кВ и выше с грозозащитными тросами.     - на ВЛ 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов.     - у опор всех типов.	При обнаружении следов перекрытий или разрушении изоляторов электрической дугой.     Не реже 1 раза в 6 лет.                         После переустройства, ремонта заземляющих устройств
21. Выборочное измерение сопротивления заземляющих устройств опор на 2 % железобетонных и металлических в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами.	Измерение производится в дополнение к измерениям по пункту 20 настоящего Приложения не реже 1 раза в 12 лет
22. Проверка состояния трубчатых разрядников, ограничителей перенапряжения (далее - ОПН), защитных искровых промежутков, проверка наличия заземляющих проводников, их соединения с заземлителем, наличия и целостности грозозащитных тросов	При осмотре ВЛ
Основные работы, выполняемые при необходимости
23. Восстановление нумерации знаков и плакатов.
24.Технический надзор за проведением работ при сооружении новых ВЛ
25. Наблюдение за образованием гололеда
26. Вырубка отдельных деревьев (угрожающих падением на ВЛ или разрастанием в сторону ВЛ на недопустимые расстояния), обрезка сучьев.
Работы на трассе ВЛ
27. Предохранение опор от низовых пожаров, меры по предотвращению пожаров	По планам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения
28. Планировка грунта у опор, подсыпка и подтрамбовка грунта у основания опор	По результатам обходов и осмотров
29. Замена отдельных дефектных элементов ВЛ в межремонтный период, выправка единичных опор	По результатам обходов и осмотров
Охрана ВЛ
30. Работы, связанные с соблюдением правил охраны электрических сетей	По планам, утвержденным техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения

Приложение № 75
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Журнал дефектов ВЛ 35 кВ и выше

______________________________

(наименование субъекта электроэнергетики)

Дата обнаружения дефекта	Место и наименование дефекта	Мероприятия по устранению дефекта	Срок устранения, подпись	Дата выполнения мероприятий	Подпись производителя работ или мастера

Приложение № 76
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте ВЛ напряжением 35 кВ и выше

При капитальном ремонте ВЛ напряжением 35 кВ и выше выполняться следующие виды работ:

а) на трассе ВЛ:

расчистка трасс (очистка просек от кустарника, порубочных остатков, хвороста, сучьев, зарослей, сваленных деревьев); на работы по очистке трасс в пределах просеки не требуется оформление разрешения в органах лесного хозяйства;

поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом ВЛ;

вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ (с последующим оформлением лесорубочных билетов, ордеров);

предохранение опор от низовых пожаров;

работы на трассе ВЛ, связанные с устройством проездов по трассе;

планировка грунта у опор, подсыпка и подтрамбовка грунта у основания опор;

обваловка опор привозным (местным) грунтом;

установка и ремонт отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог;

ремонт ледозащитных сооружений опор в поймах рек;

устройство площадок для гнездования птиц (в том числе выносных).

б) на железобетонных опорах:

заделка трещин, выбоин, установка ремонтных бандажей;

защита бетона опор от действия агрессивной среды;

замена отдельных опор;

перестановка и установка дополнительных опор;

ремонт и замена оттяжек и узлов крепления, ветровых связей опор;

ремонт подземной части опор (фундаментов);

усиление заделки опор в грунте;

выправка опор, устранение перекосов траверс;

окраска металлических узлов и деталей опор;

усиление или замена металлических узлов и деталей, потерявших несущую способность.

в) на металлических опорах:

окраска металлоконструкций опор и металлических подножников;

замена элементов опор, потерявших несущую способность, их усиление, выправка;

замена отдельных опор;

перестановка и установка дополнительных опор;

замена фундаментов, анкерных плит и U-образных болтов;

выправка опор;

ремонт и замена оттяжек и узлов их крепления;

обварка болтовых соединений;

восстановление недостающих раскосов, уголков;

ремонт фундаментов, подножников.

г) на деревянных опорах:

замена опор;

замена деталей опор;

установка приставок;

защита деталей опор от загнивания;

выправка опор;

замена и окраска бандажных и болтовых соединений деталей опор.

д) на проводах и грозозащитных тросах:

установка и замена соединителей, ремонтных зажимов и бандажей, сварных соединений;

установка ремонтных зажимов в местах обрыва повивов, подмотка лент в зажимах;

вырезка и замена неисправных участков провода (троса);

перетяжка (регулировка) проводов (тросов);

замена провода (троса).

е) на заземляющих устройствах:

ремонт контуров заземления, включая замену отдельных контуров;

уменьшение сопротивления заземления;

ремонт или замена заземляющих спусков и мест присоединения их к заземляющему контуру.

ж) установка и замена изоляторов, арматуры, разрядников и ОПН:

замена неисправных изоляторов и элементов арматуры:

увеличение количества изоляторов в изолирующих подвесках;

замена одних изоляторов на другие (на грязестойкие, а фарфоровые на стеклянные);

чистка и обмыв изоляторов;

установка гасителей вибрации;

замена поддерживающих и натяжных зажимов, распорок;

установка и замена разрядников и ОПН с элементами соединения;

замена натяжной и поддерживающей арматуры;

установка поддерживающих гирлянд на шлейфах проводов.

з) специальные работы:

переустройство переходов, пересечений и подходов к подстанциям;

ремонт светоограждений опор;

установка защиты от птиц.

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.

Приложение № 77
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана капитальных ремонтов ВЛ

УТВЕРЖДАЮ

______________________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ___________________________________________

должность технического руководителя

_________________  __________________________

подпись      инициалы, фамилия

____________

дата

Перспективный план капитальных ремонтов ВЛ

Наименование и диспетчерский номер ВЛ	Класс напряжения ВЛ, кВ	Протяженность ВЛ (по цепям), км	Год ввода в эксплуатацию	Год последнего капитального ремонта	Планируемый год проведения ремонта
					20____	20____	20____	20____	20____
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Разработал ______________  ___________ ________________________

должность      подпись инициалы, фамилия

Согласовано______________  ___________ ________________________

должность      подпись инициалы, фамилия

Приложение № 78
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового плана-графика капитального ремонта ВЛ 35 кВ и выше

______________________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ___________________________________________

должность технического руководителя

_________________  __________________________

подпись      инициалы, фамилия

____________

дата

Годовой план-график

капитального ремонта на ВЛ на 20___ г.

№ п/п	Наименова-ние и диспетчер-ский номер ВЛ	Протяжен-ность ремонтируе-мого участка, км	Наимено-вание работ	Ед. изм.	Январь		Фев-раль		Март	Ап-рель			Май	Июнь			Июль	Август			Сен-тябрь	Ок-тябрь			Но-ябрь	Де-кабрь			На год
					план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт

Разработал ______________  ___________ ________________________

должность      подпись инициалы, фамилия

Согласовано______________  ___________ ________________________

должность      подпись инициалы, фамилия

Приложение № 79
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 0,38-20 кВ и сроки их проведения

Наименование работы	Сроки проведения
Осмотр ВЛ
1. Периодический осмотр всей ВЛ электромонтерами	Не реже 1 раза в год, по годовому плану технического обслуживания
2. Выборочный осмотр отдельных ВЛ (участков) инженерно-техническим персоналом.	Не реже 1 раза в год
3. Осмотр ВЛ, включенных в план капитального ремонта, инженерно-техническим персоналом совмещается с проверкой загнивания деревянных деталей опор, закрепления крюков, состояния изоляторов, проводов, определением состояния железобетонных опор и приставок	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
4.Верховой осмотр	По мере необходимости
5. Внеочередной осмотр после стихийных явлений или воздействия сверхрасчетных нагрузок	После стихийных явлений или воздействия сверхрасчетных нагрузок
6. Осмотр, связанный с непредвиденным отключением ВЛ	По мере необходимости
7. Осмотр после успешного повторного включения	По мере необходимости
8. Осмотр инженерно-техническим персоналом с составлением акта	После капитального ремонта
Профилактические проверки и измерения
9. Проверка степени загнивания деталей деревянных опор	Через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 3 года. Каждый раз перед подъемом на опору или сменой деталей. В течение года, предшествующего капитальному ремонту.
10. Проверка состояния железобетонных опор, их элементов, железобетонных приставок	Каждый раз перед подъемом на опору В течение года, предшествующего капитальному ремонту
11. Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, гаек анкерных болтов опор	Не реже 1 раза в 6 лет
12. Измерение ширины просеки, высоты деревьев и кустарников под проводами	Не реже 1 раза в 3 года. По мере необходимости по решению технического руководителя субъекта электроэнергетики.
13. Измерение сопротивления заземляющих устройств: - на опорах с разрядниками или ОПН, защитными промежутками и электрооборудованием, заземлителями грозозащиты и с повторными заземлением нулевого провода;	Не реже 1 раза в 6 лет
- выборочно на 2% металлических и железобетонных опор от общего числа опор в населенной местности на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами;	Не реже 1 раза в 12 лет
- у опор всех типов	После переустройства, ремонта заземляющих устройств
14. Выборочная проверка состояния заземляющего устройств со вскрытием грунта: - у 2% опор с заземлителями - у опор с заземлителями, подвергающимися интенсивной коррозии	Не реже 1 раза в 12 лет По решению технического руководителя субъекта электроэнергетики
15. Проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах сближения и пересечения; расстояний между проводами ВЛ с совместной подвеской	По мере необходимости; перед капитальным ремонтом
16. Проверка сопротивления петли «фаза - нуль»	При подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменения этого сопротивления. При возрастании нагрузки, требующей замены плавкой вставки предохранителя или установки автоматического выключателя.
17. Проверка разрядников, ОПН, защитных промежутков	В течение года, предшествующего капитальному ремонту. Проверка разрядников со снятием с опор 1 раз 3 года.
18. Проверка защиты от перенапряжений.	Ежегодно перед началом грозового сезона.
19. Проверка состояния проводов и соединителей проводов	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
20. Проверка габаритов проводов, расстояний приближения, в том числе в местах пересечений	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
21. Проверка расстояний приближения проводов ВЛ к проводам других ВЛ или проводам ПВ при совместной подвеске на общих опорах	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
22. Проверка габарита от проводов до поросли	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
23. Проверка состояния проводов в местах возможного соприкосновения с деревьями, отдельными сучьями	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
24. Проверка отсутствия повреждений зажимов и арматуры для соединения проводов с оборудованием и подземным кабелем	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
Основные отдельные работы, выполняемые по мере необходимости
25. Вырубка отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ, обрезка кроны на отдельных деревьях	По результатам осмотров
26. Замена отдельных поврежденных элементов ВЛ	По результатам осмотров
27. Выправка отдельных опор	По результатам осмотров
28. Уплотнение грунта в пазухах котлованов опор	По результатам осмотров
29. Перетяжка проводов	По результатам осмотров
30. Удаление набросов на проводах ВЛ	По результатам осмотров
31. Замена оборванных заземляющих проводников	По результатам осмотров
32. Перетяжка проволочных бандажей крепления деревянных стоек к приставкам	По результатам осмотров
33. Замена трубчатых разрядников	По результатам осмотров
34. Восстановление постоянных знаков, плакатов	По результатам осмотров
35. Выполнение мероприятий, связанных с охраной ВЛ. Допуск к работам сторонних организаций и надзор за работами, проводимыми вблизи ВЛ	По графикам работ
36. Технический осмотр при строительстве и реконструкции ВЛ, выполняемый организациями - исполнителями ремонта.	По графикам работ
37. Работы, связанные с приемкой объектов на баланс и в эксплуатацию	По графикам работ
38. Наблюдение за образованием гололедно-изморозевых отложений	При возникновении условий для образования гололедно-изморозевых отложений
Работы на ВЛ с изолированными (ВЛИ) и защищенными изоляцией (ВЛЗ) проводами *
39. Проверка состояния концевых, анкерных, поддерживающих, соединительных и ответвительных зажимов, устройств их крепления к опорам или сооружениям	При осмотрах линии, включенной в план капитального ремонта на следующий год. По мере необходимости
40. Проверка состояния защитной оболочки проводов в местах возможного соприкосновения с деревьями, отдельными сучьями	То же
41. Проверка отсутствия повреждений арматуры для соединения проводов с оборудованием и подземным кабелем	То же
42. Проверка защитных промежутков, устройств защиты от дуги	То же
43. Замена элементов устройств, защиты проводов от атмосферных перенапряжений	При необходимости
44. Наложение изолирующей ленты на поврежденные места защитного покрытия провода	То же
* Проводятся наряду с работами 1, 3, 5, 6, 8-10, 12, 15, 17, 18, 20, 21, 23, перечисленными в настоящей таблице

Приложение № 80
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень основных работ по техническому обслуживанию оборудования ПС 0,38-20 кВ и сроки их проведения

Наименование работы	Периодичность проведения
1. Осмотры электромонтерами	Не реже 1 раз в 6 месяцев
2. Осмотры оборудования отдельных ПС 0,38-20 кВ инженерно-техническим персоналом	Не реже 1 раза в год
3. Осмотр оборудования ПС 0,38-20 кВ, включенных в план капитального ремонта, инженерно-техническим персоналом	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
4.Измерение нагрузок и напряжений на трансформаторах и отходящих линиях	В период минимальных и максимальных нагрузок; сроки и периодичность устанавливаются техническим руководителем субъекта электроэнергетки
5. Проверка состояния, проведение измерений оборудования ПС 0,38-20 кВ	В соответствии с требованиями действующей нормативной документации
6. Измерение сопротивления заземляющего устройства ПС 0,38-20 кВ	После монтажа, переустройства и капитального ремонта, но не реже 1 раза в 12 лет.
7. Замена или ремонт дефектных элементов оборудования ПС 0,38-20 кВ в	При необходимости
8. Доливка масла в маслонаполненные аппараты ПС 0,38-20 кВ	То же
9. Обновление надписей, диспетчерских наименований и знаков безопасности	То же

Приложение № 81
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Журнал несиправностей (дефектов) ВЛ и оборудования ПС 0,35-20 кВ

______________________________

наименование субъекта электроэнергетики

Дата обнаружения дефекта	Наименование ВЛ и оборудования ПС 0,35-20 кВ	Наименование дефекта, место обнаружения	Срок устранения, подпись	Дата и время устранения дефекта	Исполнитель

Приложение № 82
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень работ типового капитального ремонта ВЛ 0,38-20 кВ

В период капитального ремонта 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 50 % протяженности ВЛ;

выправка опор на протяженных участках ВЛ, подсыпка и трамбовка грунта у основания опор;

обваловка опор привозным (местным) грунтом;

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 и ремонт (установка и замена соединителей, ремонт муфт, бандажей) проводов;

замена ответвлений ВЛ к вводу в жилые дома и производственные здания;

замена проводов на провода большего сечения или большей механической прочности на участках длиной не более 30 % протяженности ВЛ;

устройство двойных креплений проводов;

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;

проверка соответствия нормальных схем ВЛ с фактическим положением;

вынос отдельных опор ВЛ из зон выпучивания грунта (болотистая местность, весенние размывы, затопление и тому подобное);

комплекс работ по определению технического состояния ВЛ, подлежащей ремонту и работ по техническому обслуживанию, совмещаемых по времени с ремонтом.

Приложение № 83
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень работ типового капитального ремонта  оборудования ПС 0,35-20 кВ

По результатам осмотров сетевых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов составляются перечни выполняемых при ремонте работ, утверждаемые техническим руководителем субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения, в которые могут быть включены:

ремонт и закрепление конструкций строительной части мачтовых трансформаторных подстанций;

ремонт строительной части закрытой трансформаторной подстанции; распределительных пунктов;

замена корпусов комплектной трансформаторной подстанции;

очистка, ремонт и покраска металлоконструкций, корпусов оборудования, шкафов, панелей, щитов РУ КТП;

замена шкафов, панелей, щитов;

ремонт, замена заземляющих устройств;

проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;

ремонт или замена электрооборудования, вводов (в ЗТП), сборных шин, блокировочных устройств;

замена 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.

Приложение № 84
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень основных работ по техническому обслуживанию подстанций

Наименование работы	Сроки проведения
1. Осмотр оборудования оперативным персоналом	На объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в сутки; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования - не реже 1 раза в месяц. На объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.
2. Внеочередной осмотр оперативным персоналом.	После непредвиденного отключения оборудования; при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед) или усиленном загрязнении на открытом распеделительном устройстве, а также после отключения оборудования при коротком замыкании
3. Выборочный осмотр заместителями технического руководителя, субъекта электроэнергетики или его обособленного подразделения,  начальником подстанции, инженерно-техническим персоналом субъекта электроэнергетики.	По графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики.
4. Испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования	В соответствии с действующей нормативной документацией
5. Опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период	В соответствии с графиком, установленным техническим руководителем субъекта электроэнергетики. После выполнения ремонтов.
6. Профилактические работы, включая отбор проб масла, доливку масла, замену силикагеля, чистку и обмыв водой загрязненной изоляции оборудования, ошиновку распределительных устройств, смазку трущихся и вращающихся узлов и элементов, промывку и проверку маслоотводов и маслосборных устройств, работы уровнемеров	2 раза в год. Сроки могут быть увеличены техническим руководителем субъекта электроэнергетики в зависимости от условий эксплуатации и состояния оборудования.
7. Проверка состояния цепей и контактных соединений между заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством, измерение сопротивления заземляющего устройства, проверка коррозионного состояния зазаемлителей.	По графику, утвержденному техническим руководителем субъекта электроэнергетики, но не реже 1 раза в 12 лет; после каждого ремонта и реконструкции заземляющего устройства.

Приложение № 85
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Номенклатура работ типовогокапитального ремонта синхронного компенсатора

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).

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.

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 деферной обмотки;

проточка и шлифовка контактных колец;

проверка состояния щеточного аппарата, крепления щеткодержателей и траверс, замена изношенных щеток, регулировка нажатия пружин.

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.

5. Сборка синхронного компенсатора:

проверка в сборе синхронного компенсатора на газоплотность и устранение утечек;

измерение вибрации подшипников;

заполнение корпуса синхронного компенсатора водородом.

6. Заключительные работы:

сдача синхронного компенсатора под нагрузкой.

Приложение № 86
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Номенклатура работ типового капитального ремонта силового трансформатора

Демонтаж трансформатора и транспортировка его на ремонтную площадку.

Отбор проб масла на химический анализ и хроматографию.

Прогрев трансформатора на ремонтной площадке.

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.

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 (замена) 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.

________

* У трансформаторов класса напряжения 150 кВ и выше, имеющих наружные барьеры на активной части, обязательно снятие барьеров на момент осмотра обмоток.

Приложение № 87
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма перспективного плана капитальных (средних) ремонтов оборудования подстанций

УТВЕРЖДАЮ

______________________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики (электростанции) ___________________________________________

должность технического руководителя

_________________  __________________________

подпись      инициалы, фамилия

____________

дата

Перспективный план капитальных (средних) ремонтов оборудования подстанций

Наимено-вание ПС	Высшее напряжение подстанции, кВ.	Вид оборудо-вания	Диспетчер-ское наименование	Тип обору-дова-ния	Год ввода в эксплуата-цию	Год последнего капитально-го (среднего) ремонта	Планируемый год вывода оборудования в ремонт
							20___г.	20___г.	20___г.	20___г.	20___г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Разработал ______________  ___________ ________________________

должность      подпись инициалы, фамилия

Согласовано______________  ___________ ________________________

должность        подпись                    инициалы, фамилия

Приложение № 88
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Форма годового план-графика капитального (среднего) ремонта оборудования подстанций

УТВЕРЖДАЮ

______________________________________________________________

наименование обособленного подразделения субъекта электроэнергетики ___________________________________________

должность технического руководителя

_________________  __________________________

подпись      инициалы, фамилия

____________

дата

Годовой план капитального (среднего) ремонта оборудования подстанций

на 20______ год

Наимено-вание ПС	Высшее напряжение подстанции, кВ.	Вид обору-дования	Диспетчерс-кое наименование	Тип оборудования	Вид ремонта (капитальный, средний)	Год последнего капитального (среднего) ремонта	Планируемое время ремонта		Исполни-тель
							начало (дата)	окончание (дата)
1			2		3	4	5	6	8

Разработал ______________  ___________ ________________________

должность      подпись инициалы, фамилия

Согласовано______________  ___________ ________________________

должность        подпись                    инициалы, фамилия

Приложение № 89
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Перечень работ по техническому обслуживанию кабельных линий электропередачи

Наименование работы	Периодичность проведения
	Напряжение кабеля, кВ
	до 35	110-500

1	2
1. Плановый обход и осмотр электромонтерами трасс кабельных линий, кабельных сооружений: - трассы кабелей, проложенных в земле - трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием - трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам - подпитывающие пункты приналичии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации - по местным инструкциям) - кабельные колодцы - участки кабельных линий на берегах рек и каналов     - подводные участки кабельных линий - технадзор за прокладкой кабельных линий и соблюдением технологии монтажа сторонними организациями	не менее 1 раза в следующие сроки:
	3 месяца 12 месяцев     6 месяцев         -         24 месяца	1 месяц -     3 месяца         1 месяц         3 месяца
	В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики То же По решению технического руководителя субъекта электроэнергетики
2. Внеочередные обходы и осмотры трасс кабельных линий	При отключении линий релейной защитой, после ливней, в период паводков
3. Осмотр туннелей, кабельных этажей и железобетонных кабельных лотков на подстанциях	1 раз в месяц на подстанциях с постоянным дежурным персоналом;     в сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики организации на подстанциях без постоянного дежурного персонала.
4. Профилактические испытания и проверка кабельных линий.	В соответствии с требованиями нормативной документации
5. Внеочередные испытания кабельных линий	После ремонтов, раскопок, связанных со вскрытием трасс
6. Измерения нагрузок кабельных линий	На ответственных кабельных линиях, отходящих от электростанций и подстанций, имеющих постоянный дежурный персонал, контроль за нагрузками производится по стационарным приборам, показания которых записываются в суточные ведомости. На подстанциях, не имеющих постоянный дежурный персонал, контроль за на грузками производится не реже 1 раза в год в период летнего или осенне-зимнего максимума в часы суток Кроме измерений в период максимума нагрузки производятся измерения во всех случаях изменения схемы или присоединения дополнительных токоприемников и изменения режима работы кабельных линий. Сроки устанавливаются техническим руководителем субъекта электроэнергетик.
7. Определение мест повреждения кабельных линий	После отключения линий устройствами РЗА и при пробое во время профилактических испытаний
8. Контроль выполнения владельцами инженерных объектов электрифицированного транспорта, выполнения мероприятий по снижению значений блуждающих токов	В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики
9. Оповещение организаций и населения в районах прохождения кабельных линий о порядке производства земляных работ вблизи кабельных трасс; выдача предписаний о соблюдении правил охраны электрических сетей (для КЛ с изоляцией не из сшитого полиэтилена)	В сроки, установленные техническим руководителем субъекта электроэнергетики
10. Наблюдение за производством земляных работ в охранных зонах кабельных линий	В соответствии с распоряжением технического руководителя субъекта электроэнергетики

Приложение № 90
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Контролируемые параметры технического состояния средств технологического и диспетчерского управления (далее - СДТУ)  при проведении ТО

1. Техническое обслуживание радиорелейных линий связи (полукомплектов)

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния радиорелейных линий связи (полукомплектов) контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики:  соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, запас бюджета мощности на замирания, среднее время восстановления в обслуживаемом узле связи, среднее время восстановления в обслуживаемом узле связи.

2. Техническое обслуживание УКВ радиостанций

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния УКВ радиостанций контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, дальность связи.

3. Техническое обслуживание оборудования ВЧ связи по ВЛ

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния оборудования ВЧ связи по ВЛ контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, запас по норме сопротивления изоляции устройств присоединения, запас по норме электрической прочности изоляции устройств присоединения, время передачи команд ПА, вероятность ложного действия в случае скачка затухания ВЧ тракта, коэффициент готовности на 100 км линии, среднее время восстановления аппаратуры.

4. Техническое обслуживание канала ТЧ 0,3-3,4 кГц аналоговых систем передачи

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния канала ТЧ 0,3-3,4 кГц аналоговых систем передачи контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, схема резервирования, модуль отклонения остаточного затухания, отклонение группового времени прохождения (далее - ГВП) от его значения на частоте 1900 Гц в диапазонах частот 1,4-2,7, 0,6-3,15 и 0,4-3,3 кГц, коэффициент по сбоям и отказам, приведенный к длине 100 км, время восстановления по сбоям, время восстановления по отказам, напряжение помех.

5. Техническое обслуживание основного цифрового канала (далее - ОЦК) со скоростью 64 кбит/с цифровых систем передачи

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния ОЦК со скоростью 64 кбит/с цифровых систем передачи контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, частость секунд с ошибками ESR, частость секунд, пораженных ошибками SESR, размах фазового дрожания.

6. Техническое обслуживание автоматических телефонных станций и диспетчерских коммутаторов

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния автоматических телефонных станций и диспетчерских коммутаторов контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, средняя суммарная (исх. и вх.) телефонная нагрузка на абонентскую линию (далее - АЛ), средняя суммарная (исх. и вх.) телефонная нагрузка на соединительную линию - СЛ), нагрузка на линию связи с городской автоматической телефонной станции (далее - ГАТС), потери при повышенной нагрузке для внутристанционных соединений, потери при повышенной нагрузке для исходящих соединений, потери при повышенной нагрузке для входящих соединений, потери при повышенной нагрузке для транзитных соединений, наличие базовых услуг связи, наличие дополнительных услуг связи, схема резервирования диспетчерской подсистемы.

7. Техническое обслуживание устройств телемеханики

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния устройств телемеханики контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, сопротивление изоляции цепей межаппаратных кабельных связей, изоляция линии связи от аппарата УТМ до кабельного канала ТМ, изоляция линии связи от аппарата УТМ до воздушного канала ТМ, наработка между отказами для класса R1, R2, R3, коэффициент готовности для класса А1, А2, А3, среднее время восстановления для класса ремонтопригодности RT1, RT2, RT3, RT4, частота необнаруживаемых ошибок для класса достоверности I1, I2, I3, разрешающая способность по очередности для класса SR1, SR2, SR3, SR4, разрешающая способность по времени для класса TR1, TR2, TR3, TR4, погрешность для класса А1, А2, А3, А4.

8. Техническое обслуживание устройств бесперебойного питания

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния устройств бесперебойного питания контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, допустимый диапазон изменения напряжения БП при номинальном значении 48 или 60 В, бесперебойное функционирование УБП при допустимых изменениях характеристик внешнего источника питания переменного тока, длительность обеспечения электропитания при пропадании внешней сети для обслуживаемого (необслуживаемого) узла связи, наличие устройств управления, контроля, сигнализации.

9. Техническое обслуживание инженерной инфраструктуры кабельных линий связи

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния инженерной инфраструктуры кабельных линий связи контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, для:

кабельной канализации - отклонение диаметра канала от требований НТД, снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления;

ЛКС в грунте - Отклонение глубины залегания кабеля от проектной, коррозия металлической оболочки кабеля, разрывы защитного проводника, снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления;

ЛКС ВОЛС-ВЛ  - Отклонение стрелы провеса кабеля, Разрыв проволок внешнего повива, Повреждение натяжной и поддерживающей арматуры, снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления.

10. Техническое обслуживание кабельных линий связи

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния кабельных линий связи контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, негерметичность металлической оболочки кабеля, пониженное сопротивление изоляции защитных шлангов, защищенность цепей на дальнем конце, снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления.

11. Техническое обслуживание волоконно - оптических линий связи

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния ВОЛС контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, эксплуатационный запас в бюджете мощности на элементарный кабельный участок (далее - ЭКУ), повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления.

12. Техническое обслуживание ВОЛС-ВЛ

В процессе технического обслуживания и при оценке технического состояния ВОЛС-ВЛ контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ, повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации, снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления.

13. Ремонт (восстановление) ВОЛС-ВЛ

В процессе ремонта (восстановления) ВОЛС-ВЛ контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики: соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ, повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации, снижение коэффициента готовности, превышение времени восстановления.

14. Ремонт (восстановление) антенно - мачтовых сооружений

В процессе ремонта (восстановления) антенно - мачтовых сооружений контролируются следующие свойства, показатели, параметры и характеристики:

соответствие паспортным данным, технической документации изготовителя, нормативной и технической документации, состояние фундаментов и анкеров;

проектное положение стволов мачт и башен; монтажные тяжения в оттяжках мачт;

состояние болтовых соединений и сварных швов;

крепление антенн и волноводных трактов;

исправность подъемных механизмов (лебедок, стальных канатов, блоков, люлек верхолаза);

герметизация антенно-волноводных трактов;

состояние светозащитного ограждения;

состояние молниезащиты мачт и оттяжек;

значения сопротивления заземления башен, мачт и оттяжек.

Приложение № 91
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Основные дефекты и повреждения элементов СДТУ, регламент их контроля

Потенциально опасный элемент	Возможный дефект	Метод контроля (диагностирования)	Регламентирующий стандарт, НТД, проектная и эксплуатационная документация	Периодичность контроля (диагностирования)
Кабельная канализация	Отклонение диаметра канала от требований НТД	метод цилиндра	Общая инструкция по строительству линейных сооружений ГТС	Не реже 1 раза в год
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Линейные кабельные сооружения (далее - ЛКС) в грунте	Отклонение глубины залегания кабеля от проектной	электромагнитный (кабелеискателем), шурфование	проект строительства	После наводнений, селей, подвижек грунта
	Коррозия металлической оболочки кабеля	измерение защитного потенциала (по медносульфатному электроду)	Руководство по строительству линейных сооружений магистральных и внутризоновых кабельных линий связи	Не реже 1 раза в год
	разрывы грозозащитного троса	электромагнитный (кабелеискателем), шурфование
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
ЛКС ВОЛС-ВЛ	Отклонение стрелы провеса кабеля	теодолит, визирные рейки	Обязательные требвования к каналам передачи телемеханической информации по линиям электропередачи	Не реже 1 раза в год, после гололеда, шторма, грозы
	Разрыв проволок внешнего повива	осмотр
	Повреждение натяжной и поддерживающей арматуры	осмотр
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Кабельная линия	Негерметичность металлической оболочки кабеля	образцовый манометр	Руководство по содержанию электрических кабелей связи под избыточным воздушным давлением на магистральной и внутризоновых первичных сетях	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Пониженное сопротивление изоляции защитных шлангов	мегомметр с источником питания от 500 В	Обязательные требования к кабельным линиям связи	Не реже 1 раза в год
	Пониженное сопротивление изоляции рабочих цепей
	Снижение защищенности цепей на дальнем конце ЭКУ	метод разности уровней
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
ВОЛС	Эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ	оптический рефлектометр, метод разности уровней оптической мощности	паспорт ЭКУ волоконно-оптической системы передачи (далее - ВОСП)	После получения сигналов  индикации аварийного состояния (далее -  СИАС), СУОП, не реже 1 раза в год
	Пониженное сопротивление изоляции защитных шлангов	мегомметр с источником питания от 500 В	Нормы приемо-сдаточных измерений элементарных кабельных участков магистральных и внутризоновых подземных волоконно-оптических линий передачи сети связи общего пользования	Не реже 1 раза в год
	Пониженное сопротивление изоляции жил ДП
	Повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации	интерферометрический, поляриметрический	Обязательные требования к  волоконно-оптическим линиям связи	После получения сигналов СИАС, СУОП, не реже 1 раза в год
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
ВОЛС-ВЛ	Снижение эксплуатационного запаса в бюджете мощности на ЭКУ	оптический рефлектометр, метод разности уровней оптической мощности	паспорт ЭКУ ВОСП	После получения сигналов СИАС, СУОП, не реже 1 раза в год
	Повышенное значение поляризационно-модовой дисперсии на участке регенерации	интерферометрический, поляриметрический	Обязательные требования к  волоконно-оптическим линиям связи
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Радиорелейные линии связи (полукомплекты)	Снижение эксплуатационного запаса в бюджете мощности	расчет, измерение уровней мощности на передаче и на приеме	ГОСТ Р 53363-2009 Цифровые радиорелейные линии. Показатели качества. Методы расчета	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
УКВ радиостанции	Снижение дальности связи	проверка качества связи, проверка каналов радиосети	Эксплуатационная документация, паспорта каналов радиосети;	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Оборудование ВЧ связи по ВЛ	Снижение запаса по норме сопротивления изоляции устройств присоединения, %	эксплуатационная документация	Эксплуатационная документация	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Снижение запаса по норме электрической прочности устройств присоединения, %		Эксплуатационная документация
	Превышение времени передачи команд ПА, мс		Обязательные требования к каналам передачи телемеханической информации по линиям электропередачи
	Превышение вероятности ложного действия в случае скачка затухания ВЧ тракта на 22 дБ и воздействия белого шума с соотношением сигнал/помеха 6 дБ в полосе 4 кГц		Обязательные требования к каналам передачи телемеханической информации по линиям электропередачи
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Канал ТЧ аналоговых систем передачи	Модуль отклонения остаточного затухания от 17 дБ в диапазоне частот 0,6 - 2,4 кГц, дБ,	измерение уровней гармонического сигнала	Обязательные требования к нормам на электрические параметры каналов ТЧ магистральной и внутризоновых первичных сетей	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Отклонение группового времени передачи от его значения на частоте 1900 Гц	измерение ГВП по шлейфу
	Напряжение помех в канале на одном переприемном участке длиной 2500 км, мВ псоф (в точке относительного нулевого уровня)	измерение уровня по напряжению с псофометрическим фильтром
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
ОЦК 64 кбит/с	Отклонение остаточного затухания от номинального значения в диапазоне частот 0,4 - 2,4 кГц, дБ,	измерение уровней гармонического сигнала	Основные положения развития ВСС РФ на перспективу до 2005 года. Книга 2. Основные положения развития первичной сети общего пользования	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Отклонение группового времени передачи (ГВП) от его значении на частоте 1900 Гц	измерение по шлейфу
	Снижение отношения сигнал-шум шумов квантования	измеритель шумов квантования
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
АТС и диспетчерский коммутатор	Превышение средней суммарной (исходящая и входящая) телефонной нагрузки на одну АЛ	техническое обслуживание	Технические требования к цифровым автоматическим телефонным станциям, сертифицированным для работы в сети связи электроэнергетики	Регулярно, в часы наибольшей нагрузки, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Превышение средней суммарной (исходящая и входящая) телефонной нагрузки на одну СЛ
	Превышение нагрузки на линию связи с ГАТС сети связи общего пользования
	Превышение потерь при повышенной нагрузке для соединений
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Устройства телемеханики	Снижение сопротивления изоляции цепей питания	мегомметр 500 В мегомметр 2500 В (для цепей, связанных с оперативным током)	Методика эксплуатационного обслуживания устройств телемеханики в предприятиях электрических сетей	Регулярно, в часы наименьшей нагрузки, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Снижение cопротивления изоляции цепей, включающих межаппаратные кабельные связи
	Снижение сопротивления изоляции кабельных и воздушных линий связи от аппарата устройства телемеханики  до устройств каналов телемеханики
	Превышение частоты необнаруживаемых ошибок для классов достоверности	техническое обслуживание		Регулярно, в часы наибольшей нагрузки, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Превышение разрешающей способности по очередности
	Превышение разрешающей способности по времени
	Превышение допустимой общей погрешности
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
Устройства бесперебойного питания	Выход за допустимые границы напряжения бесперебойного питания сети постоянного тока	техническое обслуживание	Руководящие указания по проектированию систем электропитания технических средств диспетчерского и технологического управления ЕНЭС	Регулярно, с периодичностью, установленной главным инженером ПЭС
	Выход за допустимые границы напряжения бесперебойного питания сети переменного тока
	Нарушение бесперебойного функционирование устройства бесперебойного питания при допустимых изменениях характеристик внешнего   источника переменного тока
	Снижение длительности обеспечения электропитания при пропадании внешней сети	расчетно-аналитический
	Снижение коэффициента готовности	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год
	Превышение времени восстановления	расчетно-аналитический	Журнал устранения аварий (отказов)	1 раз в год

Приложение № 92
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

Критерии технического состояния отдельных элементов СДТУ и балльная оценка

Параметр	Метод контроля	Оценка технического состояния в баллах
		0	1	2	3
		Соответствие состояния обязательным требованиям к линейным сооружениям ГТС,и линейно-кабельным сооружениям
		Неработоспособное	Работоспособное состояние кабельной канализации и смотровых устройств на пределе норм	Работоспособное состояние кабельной канализации и смотровых устройств	Исправное состояние кабельной канализации и смотровых устройств
Кабельная канализация
1. Наличие свободного канала	осмотр	-	-	-	есть
2. Диаметр канала, %	метод пробного цилиндра	меньше 92	92 - 99	92 - 99	100
3. Количество аварий	техническое обслуживание	на 200% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	на 100% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	на 50% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	не более среднего в первые 5 лет эксплуатации
4. Эксплуатационная документация	проверка наличия	не полный комплект	-	-	полный комплект
5. Акты отвода земельных участков, %	проверка наличия	0	50	85	100
Линейно-кабельные сооружения (далее - ЛКС) в грунте
6. Проектная глубина залегания кабеля, % трассы	электромагнитный (кабелеискателем), шурфование		меньше 90	90	95	100
7. Количество аварий	техническое обслуживание		на 200% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	на 100% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	на 50% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	не более среднего в первые 5 лет эксплуатации
8. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
9. Акты отвода земельных участков, %	проверка наличия		0	50	85	100
Линейно-кабельные сооружения ВОЛС-ВЛ
10. Отклонение стрелы провеса оптического кабеля от проектной на любом пролете ВЛ, %		теодолитом, визирные рейки	больше 5	5	-	меньше 5
11. ОКГТ на любом пролете ВЛ		осмотр	Уменьшение общего сечения металлической части ОКГТ за счет обрыва проволок из алюминиевого сплава (более 4 проволок) более 15%. Обрыв 2 стальных проволок.	Уменьшение общего сечения металлической части ОКГТ за счет обрыва проволок из алюминиевого сплава (не более 4 проволок) на 15%.	Уменьшение общего сечения металлической части ОКГТ за счет обрыва проволок из алюминиевого сплава (не более 4 проволок) менее 15% .	Все проволоки целы.
12. Натяжная и поддерживающая арматуры		осмотр	Коррозия арматуры и заземляющего троса, трещины в корпусе зажима, отсутствие гаек и шплинтов.	-	Проектное состояние, следы коррозии арматуры и заземляющего троса.	Проектное состояние.
13. Количество аварий		техническое обслуживание	на 200% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	на 100% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	на 50% больше среднего в первые 5 лет эксплуатации	не более среднего в первые 5 лет эксплуатации
14. Среднее время восстановления, час, при доступности трассы ВЛ: легко доступная труднодоступная		техническое обслуживание	больше 24 больше 48	меньше 24 меньше 48	меньше 12 меньше 24	меньше 10 меньше 20
15. Эксплуатационная документация		проверка наличия	не полный комплект	-	-	полный комплект
Кабельная линия
16. Снижение избыточного воздушного давления 0,05 МПа на ЭКУ, МПа	образцовый манометр		больше 0,1	0,01	0,005	0
17. Сопротивление изоляции защитных шлангов, кОм·км	мегомметр с источником питания от 500 В		меньше 10	10 - 100	100 - 5000	5000
18. Сопротивление изоляции рабочих цепей на ЭКУ, МОм·км			меньше 1	не меньше 1	не меньше 100	10000
19. Снижение защищенности цепей на дальнем конце ЭКУ, дБ	метод разности уровней		больше 10	10	5	0
20. Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы в год	техническое обслуживание		больше 1,0	1,0	0,6	0,4
21. Среднее время восстановления кабеля,ч	техническое обслуживание		больше 16	меньше 16	меньше 10	меньше 8
22. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
Волоконно-оптическая линия связи
23. Эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ, дБ	оптический рефлектометр		0	1	2	3
24. Сопротивление изоляции защитных шлагов, кОм·км	мегомметр с источником питания от 500 В		меньше 10	10 - 100	100 - 5000	5000
25. Сопротивление изоляции цепей ДП на ЭКУ, МОм·км			меньше 1	не меньше 1	не меньше 100	10000
26. Поляризационно-модовая дисперсия на участке регенерации L, пс	интерферометри-ческий, поляриметричес-кий		больше 0,2·км-0,5	больше 0,1·км-0,5	меньше 0,1·км-0,5	меньше 0,08·км-0,5
27. Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы ВЛ в год	техническое обслуживание		больше 0,04	0,04	0,03	0,0255
28. Среднее время восстановления кабеля,ч	техническое обслуживание		больше 8	меньше 8	меньше 6	меньше 4
29. Среднее время восстановления аппаратуры, час:	техническое обслуживание
в обслуживаемом узле связи			больше 30	30	15	10
в необслуживаемом узле связи (без учета времени подъезда)			больше 60	60	45	30
30. Срок службы оптического кабеля, лет	техническое обслуживание		больше 30	25 - 30	0 - 25	0 - 25
31. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
Волоконно-оптическая линия связи ВОЛС-ВЛ
32. Эксплуатационный запас в бюджете мощности на ЭКУ, дБ	оптический рефлектометр		0	1	2	3
33. Поляризационно-модовая дисперсия на участке регенерации L, пс	интерферометри-ческий, поляриметричес-кий		больше 0,2·км-0,5	больше 0,1·км-0,5	меньше 0,1·км-0,5	меньше 0,08·км-0,5
34. Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы в год для ВЛ:	техническое обслуживание
110 кВ			больше 0,4	0,4	0,3	0,25
220 кВ			больше 0,3	0,3	0,15	0,1
330 кВ			больше 0,2	0,2	0,1	0,08
500 кВ			больше 0,1	0,1	0,08	0,06
35. Среднее время восстановления кабеля, час	техническое обслуживание		больше 16	меньше 16	меньше 10	меньше 8
36. Среднее время восстановления аппаратуры, час
в обслуживаемом узле связи	техническое обслуживание		больше 30	30	15	10
в необслуживаемом узле связи (без учета времени подъезда)			больше 60	60	45	30
37. Срок службы оптического кабеля, лет: ОКГТ ОКСН	техническое обслуживание		больше 25 больше 20	20 - 25 15 - 20	0 - 20 0 - 15	0 - 20 0 - 15
38. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
Радиорелейные линии связи (полукомплекты)
39. Конфигурация постанционного резервирования	проверка документации		-	1 + 0	n + 1 (n > 1)	1+1
40. Запас бюджета мощности на замирания при Кош = 10-6, дБ	расчет, измерение уровней мощности на передаче и на приеме		0	1	2	3
41. Среднее время восстановления аппаратуры, час:	техническое обслуживание
в обслуживаемом узле связи			больше 30	30	15	10
в необслуживаемом узле связи (без учета времени подъезда)			больше 60	60	45	30
42. Срок службы, лет	Эксплуатацион-ный журнал		больше 20	15 - 20	10 - 15	0 - 10
43. Разрешение ГКРЧ на использование спектра частот	Документ		отсутствие			наличие
44. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
УКВ радиостанции
45. Рабочий диапазон частот, МГц	ТУ		вне диапазона	136 - 174	136 - 174	136 - 174
46. Дальность связи, км	техническое обслуживание		меньше 40	40	40 - 50	50
47. Запасная возимая радиостанция	проверка комплектности		-	отсутствие запасной радиостанции		наличие запасной радиостанции
48. ЗИП	проверка комплектности		не полный комплект	-	-	полный комплект
49. Срок службы, лет	техническое обслуживание		больше 20	15 - 20	10 - 15	0 - 10
50. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	полный комплект	полный комплект	полный комплект
Оборудование ВЧ связи по ВЛ
51. Запас по норме сопротивления изоляции устройств присоединения, %	расчет, измерение мегомметром		менее нормы	0	5	10
52. Запас по норме электрической прочности устройств присоединения, %	расчет, испытания электрической прочности		менее нормы	0	5	10
53. Время передачи команд ПА, мс	техническое обслуживание		более 25	25	-	менее 25
54. Вероятность ложного действия в случае скачка затухания ВЧ тракта на 22 дБ и воздействия белого шума с соотношением сигнал/помеха 6 дБ в полосе 4 кГц	техническое обслуживание		более 10-6	10-6	-	менее 10-6
55. Коэффициент готовности на 100 км линии	техническое обслуживание		менее 0,998	0,998	-	более 0,998
56. Cреднее время восстановления аппаратуры, час	техническое обслуживание		более 1,0	1,0	0,5	менее 0,5
57. ЗИП	проверка комплектности		не полный комплект	-	-	полный комплект
58. Срок службы, лет	техническое обслуживание		больше 20	15 - 20	10 - 15	0 - 10
59. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
Канал тональной частоты (канал ТЧ) 0,3 - 3,4 кГц аналоговых систем передачи
60. Схема резервирования	техническое обслуживание		-	1 + 0	-	1 + 1
61. Модуль отклонения остаточного затухания от 7 дБ в диапазоне частот 0,6 - 2,4 кГц, дБ	измерение уровней гармонического сигнала		больше 2,2	2,2	2,0 - 2,2	меньше 2,0
62. Отклонение группового времени передачи (ГВП) от его значении на частоте 1900 Гц, мс: 1,4 - 2,7 кГц 0,6 - 3,15 кГц 0,4 - 3,3 кГц	измерение по шлейфу		больше 0,5 больше 1,5 больше 2,5	0,5 1,5 2,5	-	меньше 0,5 меньше 1,5 меньше 2,5
63. Коэффициент по сбоям и отказам, приведенный к длине 100 км (без резервирования)	техническое обслуживание		меньше 0,999333	0,999333	-	больше 0,999333
64. Время восстановления, час: по сбоям по отказам	техническое обслуживание		больше 0,5 больше 1,1	0,5 1,1	-	меньше 0,5 меньше 1,1
65. Напряжение помех в канале на одном переприемном участке длиной 2500 км, мВ псоф (в точке относительного нулевого уровня)	измерение уровня по напряжению с псофометричес-ким фильтром		больше 1,1	1,1	-	меньше 1,1
66. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
Основной цифровой канал (далее - ОЦК) со скоростью 64 кбит/с цифровой системы передачи
67. Схема резервирования	техническое обслуживание		-	1 + 0	-	1 + 1
67а. Коэффициент битовых ошибок для четырехпроводного режима «цифра - цифра»			больше (Lмаг10-11 + Lвну1,6710-10 + Lмест10-10)	(Lмаг10-11 + Lвну1,6710-10 + Lмест10-10)	-	меньше (Lмаг10-11 + Lвну1,6710-10 + Lмест10-10)
68. Модуль величины амплитудно-частотных искажений остаточного затухания относительно частоты 1020 Гц для четырехпроводного режима «аналог - аналог» в диапазоне частот от 300 до 3000 Гц, дБ	измерение уровней гармонического сигнала		больше 0,5	0,5	-	меньше 0,5
68а. Величина амплитудно-частотных искажений остаточного затухания относительно частоты 1020 Гц для двухпроводного режима «аналог - аналог» в диапазоне частот от 600 до 2400 Гц, дБ	измерение уровней гармонического сигнала		меньше минус 0,6 больше плюс 0,7	от минус 0,6 до плюс 0,7		больше минус 0,6 меньше плюс 0,7
69. Частотная зависимость искажения группового времени задержки для четырехпроводного режима, мс, в диапазоне частот от 1000 до 2600 Гц	измерение по шлейфу		более 0,25	0,25	-	меньше 0,25
69а. Частотная зависимость искажения группового времени задержки для двухпроводного режима, мс, в диапазоне частот от 1000 до 2600 Гц	измерение по шлейфу		более 0,3	0,3	-	меньше 03
70. Коэффициент по сбоям и отказам, приведенный к длине 100 км (без резервирования)	журнал системы управления		меньше 0,999333	0,999333	-	больше 0,999333
71. Время восстановления, час: по сбоям по отказам	техническое обслуживание		больше 0,5 больше 1,1	0,5 1,1	-	меньше 0,5 меньше 1,1
72. Отношение сигнал-шум шумов квантования, дБ, в диапазонах уровней сигнала, дБ: 0…-30 -30…-42 -42…-45	измеритель шумов квантования		меньше 33 меньше 27 меньше 22	33 27 22	-	больше 33 больше 27 больше 22
73. Эксплуатационная документация	проверка наличия		не полный комплект	-	-	полный комплект
Автоматическая телефонная станция и диспетчерский коммутатор
74. Средняя суммарная (исходящая и входящая) телефонная нагрузка на одну АЛ	техническое обслуживание	больше 0,1	0,1	-	меньше 0,1
75. Средняя суммарная (исходящая и входящая) телефонная нагрузка на одну СЛ	техническое обслуживание	больше 0,7	0,7	-	меньше 0,7
76. Нагрузка на линию связи с ГАТС сети связи общего пользования	техническое обслуживание	больше 1,5	1,5	-	меньше 1,5
77. Потери при повышенной нагрузке для соединений: обеспечивается внутристанционное исходящее входящее транзитное	техническое обслуживание	больше 0,04 больше 0,03 больше 0,01 больше 0,01	0,04 0,03 0,01 0,01	-	меньше 0,04 меньше 0,03 меньше 0,01 меньше 0,01
78. Базовые услуги: автоматическая внутренняя связь между всеми абонентами станции; автоматическая входящая и исходящая местная связь с абонентами других станций сторонних узлов связи	техническое обслуживание	нет	-	-
транзитная связь между входящими и исходящими линиями и каналами; автоматическая исходящая и транзитная связь к вспомогательным и справочно-информационным службам; исходящая и входящая связь на ГАТС; автоматическая и полуавтоматическая междугородная и международная связь, осуществляемая через ГАТС; связь в режиме полупостоянной коммутации; связь с Центром технической эксплуатации (далее - ЦТЭ) или с системой управления.					да
79. Дополнительные услуги	техническое обслуживание	-	Передача входящего вызова к другому оконечному абонентскому устройству; передача входящего вызова оператору; повторный вызов без набора номера; запрет исходящей и входящей связи, кроме связи с экстренными службами; временный запрет входящей связи (телефонная пауза); передача соединения другому абоненту; установка на ожидание освобождения вызываемого абонента;	Передача входящего вызова к другому оконечному абонентскому устройству; передача вызова в случае занятости абонента; передача входящего вызова оператору; передача входящего вызова на автоинформатор; повторный вызов без набора номера; ввод или отмена личного кода - пароля; замена личного кода-пароля; запрет исходящей и входящей связи, кроме	Передача входящего вызова к другому оконечному абонентскому устройству; передача вызова в случае занятости абонента; передача входящего вызова оператору; передача входящего вызова на автоинформатор; повторный вызов без набора номера; соединение с абонентом по предварительному заказу; ввод или отмена личного кода - пароля;
			конференц-связь трех абонентов; наведение справки во время разговора; сокращенный набор абонентских номеров; соединение без набора номера (прямой вызов); определение номера вызывающего абонента; уведомление о поступлении нового вызова; подключение к занятому абоненту с предупреждением о вмешательстве.	связи с экстренными службами; временный запрет входящей связи (телефонная пауза); передача соединения другому абоненту; установка на ожидание освобождения вызываемого абонента; конференц-связь трех абонентов; наведение справки во время разговора; сокращенный набор абонентских номеров; соединение без набора номера (прямой вызов); определение номера вызывающего абонента; уведомление о поступлении нового вызова;	замена личного кода-пароля; запрет некоторых видов исходящей связи; запрет исходящей и входящей связи, кроме связи с экстренными службами; временный запрет входящей связи (телефонная пауза); передача соединения другому абоненту; конференц-связь с последовательным сбором участников; установка на ожидание освобождения вызываемого абонента; конференц-связь трех абонентов; наведение справки во время разговора; сокращенный набор абонентских
				подключение к занятому абоненту с предупреждением о вмешательстве; отмена всех услуг; временное избирательное ограничение входящей связи.	номеров; соединение без набора номера (прямой вызов); вызов абонента по заказу (автоматическая побудка); определение номера вызывающего абонента; уведомление о поступлении нового вызова; конференц-связь по списку; подключение к занятому абоненту с предупреждением о вмешательстве; отмена всех услуг; исходящая связь по паролю; временное избирательное ограничение входящей связи; организация групп общих интересов (Центрекс).
80. Схема резервирования управляющего устройства и коммутационного поля диспетчерской подсистемы	исполнительная документация	-	1 + 0		1 + 1
81. Эксплуатационная документация	проверка наличия	не полный комплект	-	-	полный комплект
Устройства телемеханики
82. Сопротивление изоляции цепей питания, МОм	мегомметр 500 В мегомметр 2500 В (для цепей, связанных с оперативным током)	меньше 20	20	-	больше 20
83. Сопротивление изоляции цепей, включающих межаппаратные кабельные связи		меньше 10	10	-	больше 10
84. Изоляция линий связи от аппарата устройства телемеханники до устройств каналов телемеханики: кабельные воздушные		меньше 2 меньше 1	2 1	-	больше 2 больше 1
85. Наработка между отказами, час, для классов надежности: R1 R2 R3	техническое обслуживание	меньше 2000 меньше 4000 меньше 8760	2000 4000 8760	-	больше 2000 больше 4000 больше 8760
86. Коэффициент готовности для классов готовности: А1 А2 А3	техническое обслуживание	меньше 0,9900 меньше 0,9975 меньше 0,9995	0,9900 0,9975 0,9995	-	больше 0,9900 больше 0,9975 больше 0,9995
87. Среднее время восстановления, час, для классов ремонтопригодности: RT1 RT2 RT3 RT4	техническое обслуживание	больше 24 больше 12 больше 6 больше 1	24 12 6 1	-	меньше 24 меньше 12 меньше 6 меньше 1
88. Частота необнаруживаемых ошибок для классов достоверности: I1 I2 I3	техническое обслуживание	10-4	10-6 10-10 10-14	-	10-6 10-10 10-14
89. Разрешающая способность по очередности, мс, для классов: SR1 SR2 SR3 SR4	техническое обслуживание	больше 50 больше 10 больше 5 больше 1	50 10 5 1	-	меньше 50 меньше 10 меньше 5 меньше 1
90. Разрешающая способность по времени, мс, для классов: TR1 TR2 TR3 TR4	техническое обслуживание	больше 1000 больше 100 больше 10 больше 1	1000 100 10 1	-	меньше 1000 меньше 100 меньше 10 меньше 1
91. Общая погрешность, %, для классов: А1 А2 А3 А4	техническое обслуживание	больше 5,0 больше 2,0 больше 1,0 больше 0,5	5,0 2,0 1,0 0,5	-	меньше 5,0 меньше 2,0 меньше 1,0 меньше 0,5
92. ЗИП	проверка комплектности	не полный комплект	-	-	полный комплект
93. Срок службы, лет	техническое обслуживание	больше 20	15 - 20	10 - 15	0 - 10
94. Эксплуатационная документация	проверка наличия	не полный комплект	полный комплект	полный комплект	полный комплект
Устройства бесперебойного питания
95. Напряжение бесперебойного питания сети постоянного тока, В, с заземленным положительным полюсом номинальное минимальное максимальное номинальное минимальное максимальное	техническое обслуживание	меньше 38,4 больше 57,6     меньше 48 больше 72	38,4 57,6     48 72	-	48 больше 38,4 меньше 57,6 60 больше 48 меньше 72
96. Номинальное напряжение бесперебойного питания сети переменного тока, В	техническое обслуживание				220
97. Бесперебойное функционирование устройства бесперебойного питания при допустимых изменениях характеристик внешнего   источника переменного тока:	техническое обслуживание
диапазон напряжения, В: минимальное значение максимальное значение		больше 187 меньше 242	187 242	-	меньше 187 больше 242
диапазон частоты,  Гц: минимальное значение максимальное значение		больше 47,5 меньше 51,0	47,5 51,0	-	меньше 47,5 больше 51,0
коэффициент нелинейных искажений, %		меньше 10	10	-	больше 10
кратковременное (до 3с) изменение напряжения относительно номинального значения, %		меньше 40	40	-	больше 40
импульсные перенапряжения длительностью до 10 мкс , В		меньше 1000	1000	-	больше 1000
98. Длительность обеспечения электропитания при пропадании внешней сети, час: обслуживаемые узлы связи необслуживаемые узлы связи	техническое обслуживание	меньше 4 меньше 6	4 6	-	больше 4 больше 6
99. Наличие устройств управления, контроля, сигнализации	техническое обслуживание	нет	-	-	да
100. Эксплуатационная документация	проверка наличия	не полный комплект	-	-	полный комплект
Система технического обслуживания объектов электроэнергетики
101. Оснащенность объекта электроэнергетики  средствами ДТУ	проверка оснащенности	Несоответствие ПТЭ оснащенности СДТУ объекта электроэнергетики			Соответствие ПТЭ оснащенности СДТУ объекта электроэнергетики
102. Помещения для СДТУ	проверка документации	Несоответствие помещения для СДТУ требованиям к размещению средств компьютерной и телекоммуникационной техники, включая требования по заземлению и выравниванию потенциалов.			Соответствие помещения для СДТУ требованиям к размещению средств компьютерной и телекоммуникационной техники, включая требования по заземлению и выравниванию потенциалов.
103. Материально-техническое обеспечение эксплуатации СДТУ		Отсутствие регламентированного эксплуатационного запаса строительных длин оптического кабеля и соответствующих комплектов соединительных муфт, поддерживающей и натяжной арматуры (с учетом пролетов максимальной длины). Отсутствие необходимой измерительной техники. Отсутствие необходимых средств транспорта, в том числе, высокой проходимости.			Наличие регламентированного эксплуатационного запаса строительных длин оптического кабеля и соответствующих комплектов соединительных муфт, поддерживающей и натяжной арматуры (с учетом пролетов максимальной длины). Наличие необходимой измерительной техники. Наличие необходимых средств транспорта, в том числе, высокой проходимости.
104. Электромагнитная обстановка (далее - ЭМО) и электромагнитная совместимость (далее - ЭМС)	измерение ЭМО, помехоэмиссии и помеховосприимчивости СДТУ	Не обеспечение ЭМС СДТУ, включая защищенность от кондуктивных и мощных электромагнитных помех.			Обеспечение ЭМС СДТУ, включая защищенность от кондуктивных и мощных электромагнитных помех.
105. Система синхронной передачи голосовой оперативной информации с подстанций ЕНЭС	проверка оснащенности		Отсутствие cистемы синхронной передачи голосовой оперативной информации с подстанций ЕНЭС в центры управления сетями.		Наличие cистемы синхронной передачи голосовой оперативной информации с подстанций ЕНЭС в центры управления сетями
106. Топология сети связи	проверка документации		Привязка объекта к одному сетевому узлу.		Привязка объекта к двум сетевым узлам.
107. Исполнительная и нормативная документация	проверка наличия	Не полный комплект документации по техническому обслуживанию СДТУ и  АВР			Наличие исполнительной и нормативной базы по техническому обслуживанию СДТУ и АВР
108. Квалификация персонала	штатное расписание	Несоответствие квалификации персонала штатному расписанию.		Соответствие квалификации персонала штатному расписанию на ключевых должностях.	Соответствие квалификации персонала штатному расписанию.

Приложение № 93
к приказу Минэнерго России
от «___» ______ 2017 г. № ___

рекомендуемый образец

Пример оценки технического состояния кабельной линии К = (31 х 12 х 23 х 34 х 35 х 16  х 37) х 1/7  = 1621/7 = 2,0685 ? 2 где множители соответсвуют бальной оценки n-го параметра "К" округляется до меньшего целого числа.

№ параметра	Баллы	0	1	2	3
Инструментальное обследование герметичности кабеля
1	Снижение избыточного воздушного давления 0,05 МПа на ЭКУ, МПа	больше 0,1	0,01	0,005	0
Инструментальное обследование электрических параметров кабеля
2	Сопротивление изоляции защитных шлангов, кОм·км	меньше 10	10 - 100	100 - 5000	5000
3	Сопротивление изоляции рабочих цепей на ЭКУ, МОм·км	меньше 1	не меньше 1	не меньше 100	10000
4	Снижение защищенности цепей на дальнем конце ЭКУ, дБ	больше 10	10	5	0
Обследование повреждаемости кабеля
5	Плотность повреждений кабеля на 100 км трассы в год	больше 1,0	1,0	0,6	0,4
Анализ оперативности устранения аварий
6	Среднее время восстановления кабеля, час	больше 16	меньше 16	меньше 10	меньше 8
Обеспечение эксплуатационной документацией (нужное подчеркнуть)
7	Полный комплект	нет			да

-------------------------------------------

*(1) Т2 - кратковременные плановые остановы энергоблока с целью устранения отдельных мелких неисправностей. Количество, сроки и продолжительность остановов для Т2 планируется субъектом электроэнергетики в пределах норматива для  Т2.

*(2) Если гарантийный срок эксплуатации оборудования, включенного в настоящий акт, имеет различные значения, то следует указывать его раздельно для каждого типа отремонтированного оборудования.