Как составить годовой график ППР электрооборудования? На этот вопрос я попытаюсь подробно ответить в сегодняшнем посте.
Не для кого не секрет, что основным документом, по которому осуществляется ремонт электрооборудования, является годовой график планово-предупредительного ремонта электрооборудования, на основе которого, определяется потребность в ремонтном персонале, в материалах, запасных частях, комплектующих изделиях. В него включается каждая единица, подлежащая капитальному и текущему ремонту электрооборудования.
Для составления годового графика планово-предупредительного ремонта (графика ППР) электрооборудования нам понадобятся нормативы периодичности ремонта оборудования. Эти данные можно найти в паспортных данных завода-изготовителя на электрооборудование, если завод это специально регламентирует, либо использовать справочник «Система технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования». Я пользуюсь справочником А.И. Ящура 2008 года, поэтому, далее буду ссылаться именно на этот источник.
Скачать справочник А.И. Ящура
И так. В вашем хозяйстве имеется некоторое количество энергетического оборудования. Все это оборудование необходимо внести в график ППР. Но сначала немного общей информации, что из себя представляет годовой график ППР.
В графе 1 указывается наименование оборудования, как правило, краткая и понятная информация об оборудовании, например название и тип, мощность, фирма изготовитель и т.д. Графа 2 – номер по схеме (инвентарный номер). Я чаще использую номера из электрических однолинейных схем или из технологических. В графах 3-5 указываются нормативы ресурса между капитальными ремонтами и текущими. В графах 6-10 указываются даты последних капитальных и текущих ремонтов. В графах 11-22, каждая из которых соответствует одному месяцу, условным обозначением указывают : К – капитальный, Т – текущий. В графах 23 и 24 соответственно записываются годовой простой оборудования в ремонте и годовой фонд рабочего времени. Теперь, когда мы рассмотрели общие положения о графике ППР, рассмотрим конкретно взятый пример. Предположим, что у нас в электрохозяйстве, в корпусе 541, есть: 1) масляный трансформатор трехфазный двухобмоточный (Т-1 по схеме) 6/0,4 кВ, 1000 кВА; 2) электродвигатель насоса, асинхронный (обозначение по схеме Н-1), Рн=125 кВт;
Шаг 1. Вносим в пустую форму графика ППР наше оборудование.
Шаг 2. На этом этапе определяем нормативы ресурса между ремонтами и простоя:
а) Для нашего трансформатора: открываем справочник стр.205 и в таблице «Нормативы периодичности, продолжительности и трудоемкости ремонта трансформаторов и комплектных подстанций» находим описание оборудование, которое подходит к нашему трансформатору. Для своей мощности 1000 кВА выбираем значения периодичности ремонта и простоя при капитальном и текущем ремонтах, и записываем их в свой график.
б) Для электродвигателя по той же схеме – стр.151 Таблица 7.1 (смотри рисунок).
Найденные нормативы в таблицах переносим в наш график ППР
Шаг 3. Для выбранного электрооборудования нам необходимо определиться с количеством и видом ремонтов в предстоящем году. Для этого нам необходимо определиться с датами последних ремонтов – капитального и текущего. Предположим, мы составляем график на 2011 год. Оборудование действующее, даты ремонтов нам известны. Для Т-1 капитальный ремонт проводился в январе 2005 года, текущий – январь 2008 года. Для двигателя насоса Н-1 капитальный – сентябрь 2009, текущий – март 2010 года. Вносим эти данные в график.
Определяем когда и какие виды ремонта предстоят трансформатору Т-1 в 2011 году. Как мы знаем в году 8640 часов. Берем найденный норматив ресурса между капитальными ремонтами для трансформатора Т-1 103680 ч и делим его на количество часов в году 8640 ч. Производим вычисление 103680/8640 = 12 лет. Таким образом, следующий капитальный ремонт должен проводиться через 12 лет после последнего капитального ремонта, а т.к. последний был в январе 2005 г., значит, следующий планируем на январь 2017 года. По текущему ремонту тот же принцип действия: 25920/8640=3 года. Последний текущий ремонт производился в январе 2008, т.о. 2008+3=2011. Следующий текущий ремонт в январе 2011 года, именно на этот год мы и составляем график, следовательно, в графе 8 (январь) для трансформатора Т-1 вписываем «Т».
Для электродвигателя получаем; капитальный ремонт проводится каждые 6 лет и планируется на сентябрь 2015 года. Текущий проводится 2 раза в год (каждые 6 месяцев) и, согласно последнему текущему ремонту планируем на март и сентябрь 2011 года. Важное замечание: если электрооборудование вновь монтируемое, то все виды ремонта, как правило, «пляшут» от даты ввода оборудования в эксплуатацию.
Наш график приобретает следующий вид:
Шаг 4. Определяем годовой простой в ремонте. Для трансформатора он будет равен 8 часам, т.к. в 2011 году мы запланировали один текущий ремонт, а в нормах ресурса на текущий ремонт в знаменателе стоит 8 часом. Для электродвигателя Н-1 в 2011 году будет два текущих ремонта, норма простоя в текущем ремонте – 10 часов. Умножаем 10 часов на 2 и получаем годовой простой равный 20 часам. В графе годового фонда рабочего времени указываем количество часов, которое данное оборудование будет находиться в работе за вычетом простоев в ремонте. Получаем окончательный вид нашего графика.
Важное замечание: на некоторых предприятиях, энергетики в своих годовых графиках ППР вместо двух последних граф годового простоя и годового фонда указывают только одну графу – «Трудоемкость, чел*час». Эта трудоемкость считается по количеству единиц оборудования и нормам трудоемкости одного ремонта. Такая схема удобна при работе с подрядными организациями, выполняющими ремонтные работы.
Не стоит забывать, что даты ремонтов необходимо согласовывать с механической службой и при необходимости службой КИПиА, а также с другими структурными подразделениями, имеющим непосредственное отношение к ремонту и обслуживанию смежного оборудования.
Если у вас возникли вопросы по составлению годового графика ППР, задавайте вопросы, постараюсь, по возможности, на них подробно ответить.
Технические мероприятия, проводимые предприятия, кроме работ, связанных с внедрением нового и заменой морально устаревшего оборудования КИПиА, подразделяются на внеплановые и планово-предупредительные работы.
Внеплановые работы в основном сводятся, к оперативному ремонту, или замене вышедших из строя средств измерения и автоматизации.
Планово-предупредительные работы состоят из:
— текущего ремонта (ТР);
— поверки/калибровки средств измерения.
Техническое обслуживание КИПиА
ТО включает следующие виды работ:
1.Технический осмотр (внешний осмотр, очистка от пыли и остатков технологических продуктов, осмотр, очистка и поджатие клемм, ревизия кинематики и ее смазка, проверка плотности подсоединения трубных линий и исправности устройств дистанционной передачи данных, сохранности труб);
2.Проверку работоспособности, проверку по контрольным точкам (установки на «ноль»), выявление и устранение мелких дефектов, возникших в процессе эксплуатации;
3.Замену диаграмм, очистку самопишущих устройств и заправку их чернилами, смазку механизмов движения, заливку или замену специальных жидкостей, устранение их течи;
4.Проверку работы средств автоматизации в том случае, если обнаружено несоответствие в ходе технологического режима и показаниях средств измерения;
5.Промывку измерительных камер, исправление уплотнений и крепежа, проверку отборных устройств давления, расхода, сушку элементов средств измерения и автоматизации и зачистку контактов;
6.Снятие средств измерения и автоматизации для ремонта и своевременное представление их на проверку;
7.Проверку источников питания, показывающих и регистрирующих узлов средств измерения для анализа состава и свойств веществ и материалов;
8.Чистку, смазку и проверку реле, датчиков, исполнительных механизмов, регуляторов всех систем и назначений, проверку на плотность и герметичность импульсных и соединительных линий, замену неисправных отдельных элементов и узлов, опробование их в работе;
9.Проверку наличия питания (электрического, пневматического и др.), его качественных параметров в схемах управления, сигнализации, блокировки и защиты, опробование звуковой и световой сигнализации;
10.Проверку срабатывания схем и правильность заданий установок на их срабатывание и другие проверки, связанные с особенностями конкретны» схем;
11.Осмотр щитов автоматизации, блокировочных устройств, средств сигнализации и защиты.
Работы по ТО проводятся персоналом предприятия и подрядных организаций. Выполнение отдельных операций может проводиться эксплуатационным (техническим) персоналом. Работы по ТО средств автоматизации проводятся персоналом совместно со службами механика и энергетика.
Текущий ремонт КИПиА
Текущий ремонт может включать часть работ по ТО и дополнительные работы, а именно:
1.Замену элементов средств измерения и автоматизации, отработавших ресурс, устранение мелких поломок;
2.Частичную разборку и регулировку подвижных систем, исправление или замену поврежденных деталей (пружин, трубок, винтов, крепежных деталей), чистку и смазку узлов;
3.Проверку качества изоляции и состояния цепей измерения и питания средств измерения и автоматизации;
4.Частичную разборку и сборку измерительных систем с заменой отдельных непригодных деталей (колец, винтов, стрелок);
5.Исправление уплотнений, устранение люфтов в отдельных механизмах, набивку сальников, замену стекол, шкал;
6.Устранение неисправностей в сочленении подвижных деталей, проверку действия вибропреобразователей, усилителей, электродвигателей, подвижных контактов и ртутных переключателей, настройку регулирующей части средств измерения и автоматизации.
При текущем ремонте измерительной части средств измерений они обязательно подвергаются поверке.
Капитальный ремонт КИПиА
Капитальный ремонт средств измерения и автоматизации может включать часть работ, предусмотренных при текущем ремонте, и дополнительные работы:
1.Установку и регулировку шкал или циферблатов; ремонт корпусов с рихтовкой установочных поверхностей; полную разборку и сборку измерительной части и отдельных узлов и средств измерения, промывку, ремонт и замену деталей (подпятников, пружин, подвесок, грузов, корректора и др.), значительный ремонт узлов средств измерения и автоматизации или полную их замену;
2.Проверку измерительной схемы средств измерения, регулировку и подгонку показаний прибора по контрольным точкам, подготовку средств измерения для сдачи поверителю;
3.Разборку и сборку механизмов записи средств измерения, их ревизию, чистку и замену,
4.Ремонт реле, датчиков, исполнительных механизмов, регуляторов электрической и электронной аппаратуры или замену их более совершенными; перемонтаж схем, замену вышедших из строя импульсных линий и электропроводки в схемах управления, сигнализации, блокировок и защиты.
Ремонт средств измерения и автоматизации проводится, как правило, при остановке и, ремонте технологического оборудования.
Остановка технологического оборудования бывает аварийная и плановая.
При аварийной остановке выполняют работы, которые нельзя выполнить при эксплуатации оборудования. Техническому обслуживанию и ремонту при этом подлежат те узлы средств автоматизации, исправность которых вызывала сомнение при работе технологического оборудования.
При плановой остановке после отключения демонтируют те средства измерения и автоматизации, кабельные и трубные проводки, которые расположены вблизи технологического оборудования и могут быть повреждены при его ремонте.
Ремонт выполняется специализированными звеньями предприятия или организациями, имеющими: регистрационное удостоверение на право ремонта средств измерения, выданное органами Госстандарта; средства поверки (образцовые и вспомогательные средства измерения, приспособления, устройства и т. д.); персонал, подготовленный и допущенный к проведению ремонта и поверки; необходимую нормативную и техническую документацию, поверочные схемы; помещения, обеспечивающие согласно нормативным требованиям правильное проведение ремонта и поверки.
При ремонте в первую очередь проводят работы, которые не могут быть выполнены на работающем оборудовании. Например, ремонт отборных устройств, регулирующих органов, сужающих устройств и т. д. Во вторую очередь выполняют работы, выполнение которых на действующем оборудовании связано со значительными трудностями или опасностью. В третью очередь осуществляют ремонт систем и средств измерения и автоматизации, на которых отсутствует эксплуатационный резерв и остальные.
Поверка КИПиА
Под поверкой понимают совокупность операций, проводимых с целью установления соответствия метрологических характеристик средств измерения ГОСТам или техническим условиям завода-изготовителя.
Поверка средств измерений, как и другие формы метрологического надзора, регламентирована государственным стандартом.
Метрологический надзор в нашей стране осуществляется государственной метрологической службой Госстандарта и ведомственными метрологическими службами путем проведения поверки средств измерения, метрологической ревизии и метрологической экспертизы.
Поверка, в зависимости от назначения поверяемых средств измерения, может быть государственной и ведомственной.
Государственной поверке на предприятиях подлежат средства измерения, применяемые в органах ведомственной метрологической службы в качестве образцовых; принадлежащие предприятию и используемые в качестве образцовых органами государственной метрологической службы; средства измерения, используемые после ремонта, выполненного для сторонних организаций; применяемые для измерений, связанных с учетом материальных, ценностей, взаимными расчетами, охраной здоровья трудящихся и обеспечением безопасности и безвредности труда.
Ведомственной поверке подлежат средства измерения, которые не подвергаются государственной поверке.
Поверку проводят только органы метрологической службы или организации, имеющие регистрационное удостоверение на право поверки конкретных средств измерений.
Регистрационное удостоверение на право поверки и на право ремонта выдается территориальным органам Госстандарта на основании заявления предприятия. К заявлению прилагаются: копия положения о метрологической службе предприятия, утвержденного и согласованного в установленном порядке; копия приказа о назначении главного метролога предприятия; справка предприятия о наличии квалифицированного персонала, имеющего право проводить ремонт и поверку, о наличии помещений, образцовых средств измерения, документации, схем.
После проверки справки территориальным органом составляется акт и выдается удостоверение на право ремонта и поверки указанных в удостоверении средств измерения сроком на 5 лет. В удостоверении указывается право проведения ремонта и поверки только для себя или для себя и сторонних организаций.
Изменение в удостоверении номенклатуры средств измерения на право ремонта и поверки оформляется на основании вновь поданного заявления в том же порядке.
К проведению поверки средств измерения допускаются лица, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамены в учебных заведениях Госстандарта, сдавшие экстерном экзамены в органах государственной метрологической службы, которым Госстандартом поручено проведение аттестации поверителей; сдавшие экзамены комиссии, образуемой руководителем предприятия с участием представителя органа государственной метрологической службы, по программам, согласованным с этим органом.
Предприятие, не имеющее регистрационного удостоверения, обслуживается базовым метрологическим органом своей отрасли, или представляет средства измерения на поверку в органы государственной метрологической службы. При направлении средств измерений в эти органы представляется паспорт на них, описание, последнее свидетельство о поверке.
При проведении органами метрологической службы поверки на предприятии последнее предоставляет помещение, оборудование и вспомогательный персонал, необходимые для поверки. Представляемое оборудование (поверочные установки, образцовые средства измерения и т.д.) предприятие должно хранить под пломбой органов метрологической службы и использовать только с их разрешения.
Средства измерения должны подвергаться первичной периодической, внеочередной и инспекционной поверкам.
Первичная поверка проводится при выпуске средств измерений в обращение из производства и ремонта.
Периодическая поверка проводится при эксплуатации средств измерений и хранении через определенные межповерочные интервалы.
Периодичность поверки устанавливается: для средств измерений, подлежащих государственной поверке, Госстандартом или органом государственной метрологической службы; для средств измерений, подлежащих ведомственной поверке, главным метрологом или руководителем ведомственной метрологической службы.
При установлении периодичности учитывают стабильность показаний, условия эксплуатации, степень загруженности средств измерений. Например, на предприятиях пищевой промышленности средства измерения, находящиеся в эксплуатации, проходят поверку, как правило, 1 раз в год. Потенциометры, мосты, электроизмерительные приборы поверяются через каждые 6 мес.
Сроки проведения поверок отображаются в годовых календарных графиках отдельно на средства измерений, представляемые в ведомственные органы метрологической службы, отдельно в государственные. Графики согласовываются с руководителями этих органов.
Межповерочные интервалы для средств измерения, находящихся на хранении, составляют:
а)для средств измерения, поступивших на хранение после выпуска из производства, не более гарантийного срока;
б)для средств измерения, бывших в эксплуатации, не более удвоенных межповерочных интервалов, установленных для аналогичных средств измерения в эксплуатации.
Средства измерения, находящиеся на длительном хранении, периодической поверке могут не подвергаться. Поверка в этом случае проводится перед установкой.
Внеочередная поверка проводится:
1.При эксплуатации или хранении вне зависимости от сроков периодической поверки в случае необходимости удостовериться в исправности средств измерения;
2.При вводе в эксплуатацию импортных -средств измерения;
3.При корректировке межповерочиых интервалов;
4.При установке средств измерения в качестве комплектующих после половины гарантийного срока;
5.При повреждении поверительного клейма, пломбы, утере документа с регистрацией последней поверки;
6.При вводе в эксплуатацию прямо со склада после хранения или после транспортировки.
Инспекционная поверка проводится для установки исправности средств измерения при проведении метрологической ревизии на предприятиях, складах, базах.
Метрологическая ревизия проводится органами государственной метрологической службы для определения соответствия средств измерения и методик измерения, применяемых на предприятии, современным требованиям.
Ревизии подвергаются предприятия, осуществляющие ремонт, хранение, эксплуатацию средств измерения. При этом на предприятиях, осуществляющих эксплуатацию, должны быть проверены: наличие технической документации, где оговорены требования к средствам измерения; обеспеченность средствами и методами измерения технологических процессов, контроля качества выпускаемой продукции, учета материальных ценностей и т. д.; правильность монтажа средств измерения, их установки, применения; соблюдение условий эксплуатации; исправность; организация метрологической службы (структура, наличие кадров, их подготовка, наличие оборудования, помещений, соответствие выполняемых работ регистрационному удостоверению); наличие и правильность ведения документации, охват ею всех средств измерения, «находящихся в эксплуатации; наличие образцовых средств измерения, их состояние и применение согласно требованиям нормативных документов; выполнение предложений, данных при ранее проведенной ревизии.
Типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту средств КИПиА приведены в Приложении 5.4.7. Освидетельствование котлов, сосудов работающих под давлением, трубопроводов горячей воды
Порядок проведения технического освидетельствования водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, и трубопроводов горячей воды (трубопроводы систем теплоснабжения и горячего водоснабжения), на которые распространяются требования «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» определяется РД 03-29-93 «Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды».4.8. Итоговые заключения
Задачей ТОиР является максимальное использование ресурса оборудования при оптимизации эксплуатационных затратах. Процедура ремонта состоит из следующих уровней:Определение периодичности контроля работоспособности оборудования, оценка технического состояния оборудования;
Выделение неисправных объектов, выявленных в процессе диагностирования, определение объема ремонта;
Ремонт оборудования, для которого с экономической точки зрения он целесообразен, восстановление работоспособности оборудования в результате ремонта или замены узлов и элементов теплотехнического оборудования.
Организация ТОиР по техническому состоянию для каждого вида оборудования проводится путем сопоставления данных о необходимости ремонта с экономическими соображениями, вытекающими из оценки надежности оборудования, наличия запасных частей и оценки технического состояния. Объем ТОиР определяется компромиссом между стремлением достичь наивысшей надежности оборудования с одной стороны и необходимыми затратами на ТОиР – с другой.
5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ВОДОПРОВОД-НЫХ И ДРЕНАЖНО-КАНАЛИЗАЦИОННЫХ СЕТЕЙ ПО СТРАТЕГИИ ППР
Устанавливаются следующие виды регламентных работ, планирование которых осуществляется заранее:
Осмотры или диагностические обследования;
Текущий ремонт.
5.1 Техническое обслуживание и ремонт теплотехнического оборудования
5.1.1 Виды технического обслуживания и ремонтаТехническое обслуживание теплотехнического оборудования в зависимости от периодичности, назначения и объема подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное.
Ежесменное техническое обслуживание – проводимое в течение рабочей смены.
Периодическое ТОиР - выполняемое через установленные в эксплуатационной документации на каждый вид оборудования значения наработки или интервалы времени. Сезонное ТОиР заключается в дополнительной проверке оборудования перед началом весенне-летнего и осенне-зимнего периодов. Операции сезонного ТОиР выполняются в процессе проведения очередного периодического ТОиР, поэтому в состав его входят операции последнего.
Котлы и котельно-вспомогательное оборудование после капитального ремонта подвергаются испытанию и апробации в рабочем состоянии и объеме, приведенном в Правилах Ростехнадзора РФ и эксплуатационных инструкциях.
5.1.2. Контроль работоспособности теплотехнического оборудования
Для контроля фактического технического состояния котельной установки, водогрейные котлы должны быть укомплектованы приборами контроля давления, температуры питательной воды и уходящих газов, расхода воды, расхода топлива, содержания углекислого газа в уходящих газах, газового сопротивления котла, давления воздуха перед топочным устройством, а также пробоотборниками для контроля химсостава питательной воды и т.п.
Контролируемые параметры должны находиться в пределах, указанных в режимной карте каждого котла. Режимная наладка котлов, регистрируемых в Ростехнадзоре, должна проводиться 1 раз в 3 года, нерегистрируемых – 1 раз в 5 лет, специализированными организациями, имеющими лицензию на этот вид деятельности.
В случаях невозможности поддержания параметров котла в соответствии с режимной картой по решению лица, ответственного за технически исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов производится внеочередное техническое освидетельствование. О внеочередном техническом освидетельствовании оборудования, регистрируемого в Ростехнадзоре, в обязательном порядке информация представляется в территориальный орган Ростехнадзора по ХМАО-Югра.
Решение о дальнейшей эксплуатации котлов, сосудов, трубопроводов горячей воды, регистрируемых в органах Ростехнадзора, принимается территориальным органом Ростехнадзора по ХМАО-Югра на основании заключения об экспертном техническом диагностировании, выполненном специализированным предприятием.
Решение о дальнейшей эксплуатации теплотехнического оборудования, нерегистрируемого в органах Ростехнадзора, принимается комиссией, созданной на предприятии, на основании заключения по результатам технического диагностирования.
Техническое обслуживание и ремонт приборов КИПиА проводятся согласно Приложения 5. Фильтры, запорная арматура, трубопроводы и т.п., подлежат обслуживанию по графику ППР.
5.1.3. Нормативы технического обслуживания и ремонта
Периодичность ремонта котлоагрегата определяется индивидуально в зависимости от времени наработки котлоагрегата после ввода в эксплуатацию, вида топлива, подготовки воды и т.п. Рекомендуемая периодичность капитальных ремонтов для водогрейных котлов – 1 раз в 6–7 лет. Периодичность текущего ремонта – через 6 месяцев.
Периодичность ремонта котельно-вспомогательного оборудования зависит от его функций в составе котельной установки, конструктивных особенностей и условий эксплуатации.
Внутренний осмотр котлов и гидравлические испытания находящихся в эксплуатации, производится представителями Ростехнадзора.
Периодичность ремонта котлоагрегатов может быть уточнена в зависимости от режима эксплуатации котлов, что позволяет перейти к системе ТОР по фактическому техническому состоянию. Изменение сроков ТОиР котлов должно быть согласовано с территориальным органом Ростехнадзора по ХМАО-Югра.
В нормах трудоемкости ремонта водогрейных котлов и котельно-вспомогательного оборудования учтены все виды ремонтных работ: слесарные, станочные, обмуровочные, теплоизоляционные.
5.2 Техническое обслуживание и ремонт систем тепловодоснабжения, канализации и очистных сооружений
5.2.1 Оборудование систем тепловодоснабжения, канализации и очистных сооружений
Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту разработаны для:
Оборудования системы водоснабжения: насосов, артскважин, фильтров, бактерицидных установок, емкостей для хозяйственно-производственного запаса воды, запорной арматуры, сетей наружного водопровода;
Оборудования системы хозяйственно-бытовой, производственно-ливневой канализации и очистных сооружений: смотровых колодцев, канализационных коллекторов, колодцев с гидравлическим затвором, емкостей сбора промышленных стоков, емкостей сбора бытовых стоков, дренажных приямков (в т.ч. лотков для отвода промышленных стоков из производственных помещений), запорной арматуры, канализационных сетей, установок биологической очистки сточных вод;
Трубопроводов горячей воды.
Все трубопроводы, подлежащие регистрации в местных органах Ростехнадзора, должны иметь паспорта с техническими характеристиками, в которые эксплуатационным персоналом записываются обнаруженные дефекты и производимые работы.
5.2.2
Техническое обслуживание и ремонт системы водоснабжения
Система водозабора, подачи, распределения и подготовки питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей водой, отвечающей требованиям ГОСТ 2874-82, СанПиН 2.1.4.559-96.
Обслуживание установок по подготовке питьевой воды осуществляется в соответствии с Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест.
Обслуживание артезианских скважин проводится один раз в месяц. Признаками неработоспособности артскважины являются: уменьшение дебита; изменение динамического и статического уровня; ухудшение химических и бактериологических качеств воды (Данные вопросы в настоящем СО не рассматриваются).
При проявлении одного из вышеперечисленных признаков неработоспособности скважин необходимо установить причину и устранить ее.
Причинами уменьшения дебита скважины являются: неисправность насосного агрегата; занос песком водоприемной части скважины; закупорка отверстий фильтра отложениями солей и цементация пор породы вокруг фильтра.
Основными причинами понижения статического уровня в скважине являются: естественное снижение уровня воды в эксплуатируемом водоносном горизонте.
Контроль работоспособного состояния водопровода производится при техническом и профилактическом обслуживании системы водоснабжения.
Техническое обслуживание трасс водопровода и проверка действия сооружений и оборудования проводится не реже одного раза в шесть месяцев.
Профилактическое обслуживание системы водоснабжения осуществляется не реже двух раз в год, как правило, в осенний и весенний периоды.
На основании результатов технического и профилактического обслуживания оборудование системы водоснабжения выводят в текущий или капитальный ремонт.
Перечень типовых работ по видам ТОиР приведены в Приложении 1, нормы трудоемкости – в Таблице 5.1.
5.2.3 Техническое обслуживание и ремонт системы канализации
На обьектах ООО Газпромнефть-Хантос существуют две системы канализации:
Производственно-ливневая;
Хозяйственно-бытовая.
Производственно-ливневая канализация относится к категории взрывопожарных объектов.
Контроль работоспособности системы канализации включает осмотр и техническое обслуживание системы.
Осмотр и техническое обслуживание проводится два раза в год, преимущественно весной и осенью.
По результатам осмотра и в зависимости от степени повреждений производится текущий или капитальный ремонт.
Перечень типовых работ по видам ТОиР приведены в Приложении 1, нормы трудоемкости – в Таблице 5.1.
Для сохранения расчетной пропускной способности труб и коллекторов системы канализации необходимо осуществлять профилактические и аварийные прочистки канализационной системы от осевших в ней осадков.
Профилактическая очистка канализационного коллектора проводится в соответствии с планом подготовки к зиме. Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны прочищаются чаще.
Основные способы прочистки труб канализационных сетей следующие:
Гидравлический – промывка водой;
Гидромеханический – прочистка самодвижущимися, за счет подпора воды, снарядами: резиновыми или металлическими шарами, деревянными цилиндрами, парными дисками.
Механический – прочистка с помощью снарядов, проталкиваемых по трубопроводам на трассах с помощью лебедок.
В случае засорения труб, сопровождающего прекращением работы канализационной сети, необходимо проводить аварийную прочистку сети с помощью гибких валов, проволоки, сборных штанг, промывки водой. Разрушение засорения производится из нижнего сухого колодца с помощью одного из вышеперечисленных приспособлений в зависимости от характера засорений.
5.2.4 Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов горячей воды (тепловые сети и сети ГВС)
Трубопроводы горячей воды, имеющие в течение года сезонный перерыв в работе, ежегодно подвергаются гидравлическому испытанию на давление, равное 1,25 рабочего, а трубопроводы, работающие без перерыва – один раз в два года.
Плановый контроль трубопроводов горячей воды, незарегистрированных в Ростехнадзоре, проводится не реже одного раза в шесть месяцев.
Трубопроводы горячей воды, зарегистрированные в Ростехнадзоре, подвергаются техническому освидетельствованию в сроки, предусмотренные правилами Ростехнадзора.
В случае выявления неисправностей при испытаниях, оперативных и плановых контролях, технических освидетельствованиях трубопроводы горячей воды могут быть выведены в текущий или капитальный ремонт.
Перечень типовых работ по видам ТОиР приведены в Приложении 1, нормы трудоемкости – в Таблице 5.1.
5.3 Нормы периодичности и трудоемкости ТОиР оборудования
Продолжительность межосмотровых и межремонтных периодов, нормы трудоемкости ТОиР для оборудования котельных, систем водоподготовки и водоочистки, сетей тепловодоснабжения, оборудования газоснабжения котельных агрегатов, дренажно-канализационной системы, установок биологической очистки сточных вод и другого оборудования приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Нормы периодичности и трудоемкости для ТРиО теплотехнического оборудования ООО «Газпромнефть-Хантос»
| № п/п | Наименование теплотехнического оборудования | Ед. изм. | Период, мес. (график ППР)
| Норма трудоемкости, чел.-час |
||
| ТР | О | ТР | О |
|||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Оборудование котельных: | |||||
| - водогрейный котел КСВ-2, КСВ-3 | шт. | 6/12 | 6 | 240,0 | 36,0 |
|
| - водогрейный котел ВВД-1,8 | шт. | 6/12 | 6 | 173,8 | 26,1 |
|
| - горелочное устройство GRP-150H, GRP-280M | шт. | 6 | 6 | 6,0 | 0,9 |
|
| - горелочное устройство ПМ | шт. | 6 | 6 | 4,1 | 0,6 |
|
| - насос сетевой NK 80-200, NK 100-200 | шт. | 6 | 6 | 9,0 | 1,4 |
|
| - насос сетевой KRZ 1H 80/160 | шт. | 6 | 6 | 6,0 | 0,9 |
|
| - насос сетевой К 100/65 | шт. | 6 | 6 | 6,0 | 0,9 |
|
| - насос подпиточный CR 3-7, CR 4-50 | шт. | 6 | 6 | 3,0 | 0,5 |
|
| - насос подпиточный ВК 2/26 | шт. | 6 | 6 | 3,0 | 0,5 |
|
| - насос UPSD 65-180F, TPD 50-160, TPD 40-190, TPE 100-120 | шт. | 6 | 6 | 6,0 | 0,9 |
|
| - насос WILO RS-30/80 | шт. | 6 | 6 | 3,0 | 0,5 |
|
| - насос нефти 12ПА 9х4 | шт. | 6 | 6 | 3,0 | 0,5 |
|
| - насос нефти НМШ 2-25-2,5/25 | шт. | 6 | 6 | 5,4 | 0,8 |
|
| - компрессор К-24 | шт. | 6 | 6 | 42,0 | 6,3 |
|
| - ресивер компрессора | шт. | 6 | 6 | 10,0 | 1,5 |
|
| - установка водоподготовительная АСДР «Комплексон-6» | шт. | 6 | 6 | 12,5 | 1,9 |
|
| - агрегат воздушно-отопительный АО2 | шт. | 6 | 6 | 5,0 | 0,8 |
|
| - вентилятор ВО12-303-4 | шт. | 6 | 6 | 6,0 | 0,9 |
|
| - вентилятор АИМЛ 71 А4-1 | шт. | 6 | 6 | 14,2 | 2,1 |
|
| - автоматический воздухоотвод | шт. | 3 | 3 | 1,7 | 0,25 |
|
| - бак расширительный | шт. | 6 | 6 | 12,5 | 1,9 |
|
| - подогреватель водо-водяной | шт. | 6 | 6 | 17,0 | 2,6 |
|
| - подогреватель нефти | шт. | 6 | 6 | 16,0 | 2,4 |
|
| - трубопровод Ду 200 | м. | 6 | 6 | 40,0 | 6,0 |
|
| - трубопровод Ду 150 | м. | 6 | 6 | 26,0 | 4,0 |
|
| - трубопровод Ду 100 | м. | 6 | 6 | 25,0 | 3,8 |
|
| - трубопровод Ду 80 | м. | 6 | 6 | 25,0 | 3,8 |
|
| - трубопровод Ду 50 | м. | 6 | 6 | 12,0 | 1,9 |
|
| - трубопровод Ду 32 | м. | 6 | 6 | 12,0 | 1,9 |
|
| - трубопровод Ду 25 | м. | 6 | 6 | 12,0 | 1,9 |
|
| - трубопровод Ду 20 | м. | 6 | 6 | 7,0 | 1,05 |
|
| - трубопровод Ду 15 | м. | 6 | 6 | 5,3 | 0,7 |
|
| - трубопровод нефти Ду 100 | м. | 6 | 6 | 15,0 | 2,3 |
|
| - трубопровод нефти Ду 50 | м. | 6 | 6 | 10,0 | 1,5 |
|