Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсетуді және оларды жөндеуді ұйымдастыру қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2013 жылғы 10 шілдедегі № 711 қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 10 тамыздағы № 628 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 10.08.2015 № 628 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

БАСПАСӨЗ РЕЛИЗ

РҚАО-ның ескертпесі.
ҚР мемлекеттік басқару деңгейлері арасындағы өкілеттіктердің аражігін ажырату мәселелері бойынша 2014 жылғы 29 қыркүйектегі № 239-V ҚРЗ Заңына сәйкес ҚР Энергетика министрінің 2015 жылғы 11 ақпандағы № 73 бұйрығын қараңыз.

«Электр энергетикасы туралы» 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 4-бабының 33) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
1. Қоса беріліп отырған Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсетуді және оларды жөндеуді ұйымдастыру қағидалары бекітілсін.
2. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі С. Ахметов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2013 жылғы 10 шілдедегі
№ 711 қаулысымен
бекітілген

Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің
жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді ұйымдастыру қағидалары

1. Жалпы ережелер

1. Осы Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсетуді және оларды жөндеуді ұйымдастыру қағидалары (бұдан әрі – Қағидалар) «Электр энергетикасы туралы» 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңының 4-бабының 33) тармақшасына сәйкес әзірленді және энергия өндіруші және энергия беруші ұйымдардың электр станцияларының, жылу және электр желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсетуді және оларды жөндеуді ұйымдастыру тәртібін айқындайды.
2. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар қолданылады:
1) байпас – жылу тасымалдағышты бекіту және реттеуіш арматурасына қатарлас тасымалдау үшін қолданылатын айналма жылу құбыры;
2) жабдық – белгілі бір технологиялық схемамен біріктірілген тетіктер, машиналар, құрылғылар, құралдар жиынтығы;
3) жарамды күйі – жабдықтың, ғимараттардың және (немесе) құрылыстардың нормативтік-техникалық және (немесе) конструкторлық (жобалық) құжаттаманың барлық талаптарына сәйкес келетін күйі;
4) жөндеу – жабдықтардың, ғимараттар мен құрылыстардың жұмысқа қабілеттілік күйін және (немесе) жарамды күйін қалпына келтіру және олардың құрамдас бөліктерінің ресурсын қалпына келтіру жөніндегі іс-шаралар кешені;
5) жұмысқа қабілеттік күйі – жабдықтардың, ғимараттардың және (немесе) құрылыстардың берілген функцияларды орындау қабілетін сипаттайтын барлық параметрлердің мәндері нормативтік-техникалық және (немесе) конструкторлық (жобалық) құжаттама талаптарына сай келетін күйі;
6) техникалық қызмет көрсету – мақсаты бойынша пайдалану, сақтау және (немесе) оларды жөндеуге шығарусыз тасымалдау кезінде жабдықтардың, ғимараттар мен құрылыстардың жұмысқа қабілеттілік күйін және (немесе) жарамды күйін қолдау жөніндегі іс-шаралар кешені немесе іс-шара;
7) тоқтату – жабдықтарды істен шығару.
3. Осы Қағидалар энергия өндіруші және энергия беруші ұйымдардың жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына авариялық жөндеуді ұйымдастыруға қолданылмайды.
4. Энергия өндіруші және энергия беруші ұйымдар мынадай жұмыс түрлерін:
1) жабдықтарға, ғимараттар мен құрылыстарға техникалық қызмет көрсетуді;
2) жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды жөндеуді;
3) орындалатын жұмыстар сапасын бақылауды;
4) жабдықтардың сынақ нәтижелері бойынша жөндеуге дейінгі және одан кейінгі техникалық күйінің параметрлерін талдауды қамтитын жұмыс кешенін ұйымдастыру және ұйымдастыру жолымен тиісінше электр және/немесе жылу энергиясын өндіру және/немесе тарату үшін пайдаланылатын жабдықтардың, ғимараттар мен құрылыстардың жарамды күйін тұрақты негізде қамтамасыз етеді.

2. Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің
жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді ұйымдастыру

5. Жабдықтарға, ғимараттар мен құрылыстарға техникалық қызмет көрсетудің кезеңділігі мен көлемін, сондай-ақ техникалық қызмет көрсету бойынша жұмыстар құрамын энергия өндіруші және энергия беруші ұйымдар өндірушінің пайдалану бойынша нұсқаулықтарын және пайдаланудың нақты шарттарын ескере отырып, дербес белгілейді.
6. Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсету бойынша жұмыстардың үлгі құрамы осы Қағидаларға 1-қосымшада жазылған.
Техникалық қызмет көрсету бойынша жұмыстардың үлгі құрамы энергия беруші және энергия өндіруші ұйымдар үшін міндетті болып табылмайды және ұсынымдық сипатқа ие.
7. Техникалық қызмет көрсету бойынша жұмыстарды есепке алу жабдықтардың, ғимараттар мен құрылыстардың түрлері бойынша техникалық қызмет көрсету журналын жүргізу жолымен жүзеге асырылады. Мұндай журналдар техникалық қызмет көрсету бойынша орындалған жұмыстарды және растайтын құжаттарды тіркей отырып, олардың нәтижелері туралы мәліметтерді құрауы тиіс.
8. Анықталған ақауларды есепке алу ақаудың анықталған күні, оны жоюдың ұсынылатын және нақты күні мен тәсілі туралы ақпаратты көрсете отырып, бөлек журналда жүзеге асырылады.

3. Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің
жабдықтарын, ғимараттары мен құрылыстарын жөндеуді ұйымдастыру

1. Жалпы ережелер

9. Энергия өндіруші және энергия беруші ұйымдар мыналарды:
1) жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды жөндеудің бес жылға арналған перспективалы жоспарын;
2) жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды жөндеудің жылдық кестелерін әзірлеуді қамтитын өз жабдықтарын, ғимараттары мен құрылыстарын жөндеуді жоспарлауды жүзеге асырады.
10. Жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды жөндеудің перспективалы жоспары осы Қағидаларға 2 және 3-қосымшаларға сәйкес әзірленеді және қажет болған жағдайда нақты мән-жайларды ескере отырып, жыл сайын түзетіледі.
11. Жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды жөндеудің жылдық кестесі перспективалы жоспар негізінде объектілердің техникалық күйін ескере отырып әзірленеді және әрбір жекелеген объектіні жөндеуге шығарудың күнтізбелік уақытын, жөндеудің ұзақтығын және орындаушыларға бөле отырып, жұмыстардың жоспарлы көлемін айқындайды.

2. Электр станцияларының жабдықтарын, ғимараттары мен құрылыстарын
жөндеуді ұйымдастыру

12. Энергия өндіруші ұйымдардың перспективалық жоспары мен жылдық кестесі тиісті электр станциясының жұмыс қуатын ескере отырып әзірленеді.
13. Энергия өндіруші ұйымдардың жабдықтарын жөндеу кестесін әзірлеу кезінде мыналарды ескеру қажет:
1) жабдықтардың барлық жөндеу түрлерінде тұруының жиынтықты ұзақтығы тиісті электр станциясының келісілген жұмыс қуатын ескере отырып белгіленеді;
2) басты қондырғыларды күрделі жөндеу олардың техникалық күйі мен шығарушы зауыттың талаптарын ескере отырып айқындалатын мерзімдерде жоспарланады;
3) қысыммен жұмысқа қосылған, мөлшері есептік (ең төменгі) мөлшерден он бестен жиырмаға дейінгі пайыз шегінде төмен гидроагрегаттарды монтаждаудан кейін екі жылдан соң күрделі жөндеуге шығару ұсынылады;
4) дубль-блоктардың қазандықтарының корпустарын жөндеу екі корпусты бір уақытта тоқтатумен және іске қосумен немесе корпустардың жөндеу технологиясымен және пайдалану шарттарымен айқындалатын біреуін тоқтатуды және іске қосуды шегерумен жоспарланады;
5) көлденең байланыстары бар электр станцияларындағы қазандық агрегаттарын жөндеу мерзімдерін турбоагрегаттарды жөндеу мерзімдерімен қиыстыру жоспарланады;
6) резервтік қосалқы жабдықтарды күрделі жөндеу негізгі жабдықтарды күрделі жөндеулер аралығындағы кезеңдерде жоспарланады;
7) ажыратылуы электр станцияларының жұмыс қуатын шектемейтін жалпыстанциялық жабдықтарды күрделі жөндеу негізгі жабдықтарды жөндеу аралығындағы кезеңдерде жоспарланады;
8) электр станцияларының жұмыс қуатының төмендеуімен байланысты жалпыстанциялық жабдықтарды күрделі жөндеу негізгі жабдықтарды жөндеумен бір уақытта жоспарланады.
14. Түтін құбырларын, газ өтетін жолдарды және градирняларды электр станциясының қуатын шектеумен байланысты ұзақ мерзімге жөндеуге шығару қажет болған кезде, энергия өндіруші ұйымдар негізгі жабдықтарды басқа құрылыстарға қайта қосуды немесе жөндеу кезеңінде қуаттың шектелуін қысқартатын немесе толық жоятын уақытша құрылыстарды орнатуды қамтамасыз етеді.
15. Энергия өндіруші ұйымның жабдықтарын жөндеуге шығару энергия өндіруші ұйым бекіткен бағдарлама бойынша орындалады, ол мыналарды көздеуі тиіс:
1) пайдалану сынақтарын жүргізу. Сынақтар жабдықтарды жөндеуге шығарғанға дейін бір айдан бұрын және бес күннен кешіктірілмей жүргізілуі тиіс. Сынақтардың нәтижелері осы Қағидаларға 4-11-қосымшаларға сәйкес қондырғының техникалық күйінің негізгі параметрлерінің ведомостарына енгізіледі;
2) жабдықтар тоқтағаннан кейін жүргізілетін қондырғыны сыртынан (қондырғы шегіндегі қызмет көрсету алаңдары, жабдықтардың, құбыржолдарының, газ және ауа құбырларының, шаң өткізу құбырлары) шаңнан, күлден және қоқыстан тазарту, жұмыс орындарынан бөтен жабдықтарды, материалдарды алып тастау;
3) қазандық тоқтаған кезде оның бункерлеріндегі отынның іске қосылуы, қыздырылатын қабатты салқындату, электр сүзгілердің электродтарын сілкілеу және күлтұтқыштарды жуу. Бункерлер мен ағынөзегінен шығатын күл мен қож күл үйіндісіне тасталады;
4) тоқтату кезінде турбиналарды мәжбүрлі баяулату және қажет болған кезде ағынды бөлігін жүктемеде шаю.
16. Энергия өндіруші ұйымдардың жабдықтарын жөндеудің нәтижелері бойынша осы Қағидаларға 4-11-қосымшаларға сәйкес жабдықтардың техникалық күйі параметрлерінің ведомостары толтырылады.

3. Жылу желілерінің жабдықтарын, ғимараттары мен құрылыстарын
жөндеуді ұйымдастыру

17. Жылу желілерінің жабдықтарын, ғимараттары мен құрылыстарын жөндеу кестесін әзірлеу кезінде жылыту маусымы басталатын және аяқталатын күнді ескеру қажет.
18. Жөндеу кестесінде желі мен жылу пунктілерінің құбыржолдарын бір уақытта жөндеу, сондай-ақ жылу көздерінің сыртқа шығарылған өткізгіштеріндегі басты тиектер мен шығыс өлшегіш құрылғыларды тексеру және жөндеу көзделуі қажет.
19. Жылу желілерін жөндеу кестесі жылу көздерінде жөндеу жұмыстарын жүргізуді ескере отырып жасалады.
20. Жер қыртысының қабаты құнарлы аумақтарында жылу желілерін ауыстырып төсеуге арналған жұмыстарды жүргізу жобаларында осы қабатты кесіп алу және оны көгалдандыру және кейіннен осы объектіде жер қыртысының құнарлығын қалпына келтіру үшін пайдалану көзделеді.
21. Жылу желілеріне жөндеу жүргізу жылу энергиясын тұтынушыларды қалыпты жылумен жабдықтаудың бұзылуына алып келмеуі тиіс.
22. Тұтынушыларды қалыпты жылумен жабдықтауды қамтамасыз ету мүмкін болмаған кезде жобалық құжаттамада барлық жоспарлы жөндеу уақытына байпастың құрылысы көзделеді. Жоспарлы жөндеуді жылыту кезеңінде орындау кезінде негізгі жылу құбырына қарағанда диаметрі кіші байпастың құрылысына жол берілмейді.
23. Байпастың құрылысы және оған барлық тұтынушыларды көшіру жылу желісінің учаскесін жоспарлы жөндеуге шығарғанға дейін аяқталады. Жылу желісін жоспарлы жөндеу аяқталғаннан кейін өту аумағын бастапқы түрге келтіре отырып, байпасқа демонтаж жасалады.

4. Электр желілерінің жабдықтарын, ғимараттары мен құрылыстарын
жөндеуді ұйымдастыру

24. Жөндеу және техникалық қызмет көрсету жөніндегі жұмыстарды жоспарлау және ұйымдастыру үшін кернеуі 0,38-ден 20-ға дейін киловольт электр желісінің объектілерін пайдалану шарттарына, тұтынушылар сипаттамасына, объектілердің конструктивті ерекшеліктеріне, ұйымда қолданылатын жұмыстарды пайдалану мерзімдеріне, жұмыс орнына кіреберіс күйіне негізделе отырып топтастыру қажет. Көрсетілген топтар жөндеу мен техникалық қызмет көрсетудің біртұтас объектілері ретінде қарастырылады.
Осындай объектілер ретінде мыналарды қабылдауға рұқсат етіледі:
1) кернеуі 6-дан 20-ға дейін киловольт электр беруші әуе желісін не оның учаскелерін;
2) бір елді мекеннің кернеуі 0,38 киловольт желілер тобы;
3) бір елді мекеннің кернеуі 6-20/0,38 киловольт бірнеше трансформаторлық шағын станциялары;
4) кернеуі 6-20 киловольт тарату пункті.
25. Күрделі жөндеу мынадай кезеңділікпен жүргізіледі:
1) темір бетонды және металл тіректердегі электр берушінің әуе желілері – кемінде он жылда бір рет;
2) ағаш бөліктері бар тіректердегі электр беруші әуе желілері – кемінде бес жылда бір рет;
3) трансформаторлық шағын станциялар, тарату пунктілері және секциялаушы пунктілер – кемінде он жылда бір рет.
26. Электр желілерінің жабдықтарын және құрылыстарын жөндеу бойынша жұмыстарды дайындау және жүргізу үшін энергия беруші ұйымдар әзірлейтін технологиялық карталарды пайдалануға рұқсат етіледі. Технологиялық карталарда жұмыстарды орындау технологиясы, бригадалар құрамы мен персоналдың біліктілігі, уақыт нормалары, қауіпсіздік техникасы бойынша талаптар, жұмыстарды орындау үшін пайдаланылатын қорғаныш құралдарының, материалдардың, тетіктердің, құрал-саймандардың, аспаптардың, мүкәммалдың тізбесі көзделеді.
27. Энергия беруші ұйымдар қауымдастықтары әзірлейтін үлгі технологиялық карталарды қолдануға рұқсат етіледі.
28. Ток жүргізгіш бөліктерге жақындауға байланысты электр берушінің әуе желілерін жөндеу бойынша жұмыстарды орындау қызмет көрсетілетін электр беруші әуе желілерін ажырату және жерге тұйықтау арқылы жүргізіледі.
29. Жөндеуді жүргізу кезінде электр беруші әуе желілерінің жұмысқа қабілеттілігін сақтау үшін жұмыстарды жүктемеде орындау әдістерін қолдануға рұқсат етіледі.
30. Ауыл шаруашылығы мақсатындағы жерлерден өтетін электр беруші әуе желілерін жоспарлы жөндеу жер пайдаланушылармен келісім бойынша жүргізіледі.
31. Электр желілерінің объектілерінде жұмыстарды орындайтын бригадалар диспетчерлік пунктілермен және жөндеу-өндірістік базалармен байланысу құралдарымен жабдықталады.

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
1-қосымша

Электр станцияларының, жылу және электр желілерінің
жабдықтарына, ғимараттары мен құрылыстарына техникалық қызмет
көрсету бойынша жұмыстардың үлгі құрамы

1. Электр станцияларының қолданыстағы жабдықтарына техникалық қызмет көрсету оны ағымдағы жөндеуге шығаруды талап етпейтін қарап шығу, бақылау, майлау, реттеу жөніндегі іс-шаралар кешенін орындауды көздейді, оның ішінде:
1) күйін бақылау және ақауларды уақтылы анықтау үшін жұмыс істеп тұрған жабдықтарды кесте бойынша тексеру және қарап шығу;
2) қажалатын бөлшектерді майлау, маңдайша әйнектерді ауыстыру, бытыралар мен шарларды жүктеу және уатқыш диірмендердің ақаулы біліктерін қарап шығу және ауыстыру, май, мазут, ауа және су сүзгілері мен тұндырғыштарды тазарту, су тазартқыш құрылыстардың торларын, конденсаторлар мен май салқындатқыштардың құбырлы тақталарын тазарту, басқару тетіктерін, мойынтіректерді, арматура жетектерін қарап шығу және тексеру, тығыздамаларды тарту, үрлеме, соққылау, газ және пневмоимпульсті, ультрадыбыстық және электр импульсті аппараттарды реттеу және басқа;
3) қыздыру қабатын үрлеу, қоқыстануды, сорғыштануды, шаңдануды, булануды, судың, майдың, газдың және мазуттың ағуын жою, су өлшейтін бағаналарға қызмет көрсету, өлшеу және автоматты реттеу құралдарын бақылау мен реттеу және басқа;
4) тіреуіштерді, бекіткіштерді, құбыржолдар жағдайының көрсеткіштерін қадағалау және пайдалануда тұрған жабдықтардың жарамды күйін қолдау жөніндегі өзге де жұмыстар;
5) жабдық резервте тұрған кезде қалыпты күйдегі ауытқуларын анықтау және жою мақсатында оны қарап шығу және тексеру.
2. Жылу желілерінің қолданыстағы жабдықтарына техникалық қызмет көрсету жөндеуге шығаруды талап етпейтін қарап шығу, бақылау, майлау және реттеу жөніндегі іс-шаралар кешенін көздейді, оның ішінде:
1) жылу желілерінің барлық жабдықтарының, құрылыс және басқа да конструкцияларының жарамды күйін оларды уақтылы қарап шығу арқылы қолдау;
2) жылу желілерінің жабдықтарына қызмет көрсету, жылу құбыржолдарын, бақылау-өлшеуіш аппаратураларының, автоматика құрылғыларының, электр-техникалық жабдықтардың, электр-химиялық тоттанудан қорғау құрылғыларының және басқа жабдықтар элементтерінің жұмысын қадағалау, барлық анықталған ақауларды уақтылы жою;
3) арналарда және камераларда жиналып қалатын суды алып тастау, камералар мен арналарға жерасты және үстіңгі қабаттағы сулардың өтуін болдырмау, бұзылған жылу оқшауламасын уақтылы анықтау және қалпына келтіру арқылы жылудың артық ысыраптарын жою;
4) жылу өткізгіштердегі ауаны ауа жібергіштер арқылы шығару, желідегі ауаның сорылуын болдырмау, тұтынушылар желісінің барлық нүктелері мен жүйелеріндегі қажетті артық қысымды қолдау;
5) камералар мен өткізетін арналарды тазалықта сақтау, оларға бөгде адамдардың кіру мүмкіндігіне жол бермеу;
6) желілерде бұзылулар мен авариялардың алдын алу, таратпау және жою шараларын қабылдау;
7) кесте бойынша гидравликалық тығыздыққа, есептік температураға, жылу және гидравликалық шығындарға, кезбе токтар әлеуеттерінің болуына және тағы басқаға желілер сынақтарын жүргізу;
8) жылу пунктілерінің жылу механикалық жабдықтарының техникалық күйін және оның реттелуін бақылауды жүзеге асыру;
9) жер асты жылу желілері төсемдеріндегі замануи диагностика жасау әдістерін қолдана отырып, құрылыстық-оқшаулау конструкцияларының, жылу желілерінің жылу оқшауламасы мен құбыржолдар күйін бақылауды жүргізу.
3. Кернеуі 35 киловольт және одан жоғары электр беруші әуе желілеріне техникалық қызмет көрсету кезінде қарап шығулар, профилактикалық тексерулер, өлшеулер, ұсақ зақымданулар мен жарамсыздықтарды жою жөніндегі жекелеген жұмыс түрлері орындалады, оның ішінде:
1) электр берудің әуе желілерін (бұдан әрі – ӘЖ) тіреуішке көтерілмей күндізгі уақытта кезеңдік қарап шығу (жылына кемінде бір рет жүргізу ұсынылады);
2) ӘЖ күндізгі уақытта қысқыштардағы сымдардың, сым арқандарының және қашықтықтан кергіштер күйін іріктеп тексеру арқылы үстінен кезеңдік қарап шығу (жылына кемінде бір рет, ал қызмет ету мерзімі 20 жылдан асатын ӘЖ үшін – бес жылда кемінде бір рет өткізу ұсынылады);
3) ӘЖ күндізгі уақытта кезеңдік іріктеп қарап шығу (жылына кемінде бір рет жүргізу ұсынылады);
4) стихиялық құбылыстан, релелік қорғау әрекеті салдарынан ӘЖ автоматты өшуінен, ӘЖ сәтті қайта қосудан кейін кезектен тыс қарап өту;
5) түнгі уақытта ӘЖ кезеңдік іріктеп қарап шығу;
6) сымдардан жер мен әртүрлі объектілер бетіне дейінгі, түйісетін құрылыстарға дейінгі ара қашықтықты тексеру, тіректердің орналасуын тексеру, құрсауларды, бұрандалы байланыстарды тексеру және бұрау, тіреуіштер іргетастарының және топырақты ашу арқылы тартқыш тіреуіштер бұрандаларының күйін іріктеп тексеру, металл тіреуіштердің, траверстердің, подножниктердің тоттануға қарсы жабындысын тексеру, тартқыш тіреуіштердегі тартуды тексеру, барлық үлгідегі оқшаулағыштарды тексеру (көзбен шолу);
7) ағаш тіректер бөлшектерінің шіруін тексеру (алғаш рет пайдалануға берілгеннен кейін 3-6 жылдан соң, одан кейін ағашты ауыстыру және жөндеу алдындағы кезеңде жүргізу ұсынылады);
8) сымдардың түйіспелі бұрандалары байланысының күйін электрлік өлшемдермен тексеру (бес жылда кемінде бір рет жүргізу ұсынылады);
9) фарфорлы оқшаулағыштардың электрлік беріктігін тексеру (ӘЖ пайдалануға енгізгеннен кейін алғашқы немесе екінші жылы бір рет, екінші рет алты жылдан он жылға дейінгі аралықта, бұдан әрі – ақаулану деңгейіне және оқшаулағыштар жұмысының шарттарына байланысты);
10) барлық үлгідегі тіректердегі жерге тұйықтау тіректерінің құрылғыларын тексеру (ӘЖ қарап шығу кезінде), кернеуі 110 киловольт және одан жоғары найзағайдан қорғайтын ӘЖ тіреуіштерінің жерге ұштау құрылғыларының тойтарысын өлшеу (оқшаулағыштардың жабу немесе бұзу іздерін электр доғасымен тапқаннан кейін), анағұрлым агрессивті, сырғымалы не топырағы нашар өткізетін ӘЖ учаскелерінде жерге тұйықтайтын құрылғылардың кедергісін іріктеп өлшеу (он екі жылда кемінде бір рет жүргізу ұсынылады);
11) құбырлық айырғыштарды және қорғаныс аралықтарын тексеру (құбырлық айырғыштарды тексеру үшін үш жылда бір рет тіреуіштерден шешу ұсынылады);
12) ӘЖ-ге қауіп төндіретін жекелеген ағаштарды кесу, бұтақтарды кесу, белгілер мен плакаттарды қалпына келтіру, ӘЖ жекелеген элементтерін ауыстыру, жекелеген тіректерді түзету, көктайғақтың пайда болуын қадағалау, ӘЖ қорғау.
4. Электр берудің әуе желілеріне, трансформаторлық шағын станцияларға және кернеуі 0,38-ден 20-ға дейін киловольт таратушы желілердің таратушы пунктілеріне техникалық қызмет көрсету кезінде қарап шығулар, тексерулер, өлшеулер және ұсақ зақымданулар мен жарамсыздықтарды жою жөніндегі жекелеген жұмыс түрлері орындалады, оның ішінде:
1) электрмонтерлердің ӘЖ және трансформаторларды барлық ұзындығы бойынша қарап шығуы (жыл сайын өткізу ұсынылады), инженерлік-техникалық персоналдың ӘЖ жекелеген учаскелерін қарап шығуы, ӘЖ үстінен, кезектен тыс қарап шығулары (ӘЖ күтпеген ажыратылуымен байланысты дүлей апаттардан кейін, ойдағыдай қайта қосылғаннан кейін);
2) ағаш тіректердің шіру деңгейін нормаларға сәйкес, сондай-ақ тірекке көтеру және бөлшектерді алмастыру алдында тексеру;
3) ажыратқыштары, қорғаныс аралықтары мен электр жабдығы бар және нөлдік сымның қайта жерге тұйықтырғыштары бар тіректерде тіректердің жерге тұйықтау кедергісін өлшеу (алты жылда кемінде бір рет жүргізу ұсынылады), анағұрлым қатаң немесе топырағы нашар өткізетін ӘЖ учаскелеріндегі елді мекендегі тіректердің жалпы санынан темірбетонды тіректердің екі пайызын іріктеп өлшеу (он екі жылда кемінде бір рет жүргізу ұсынылады);
4) жерге тұйықтайтын құрылғыны топырақты ашу арқылы іріктеп (жерге тұйықталатын тіректердің екі пайызын) тексеру ұсынылады (он екі жылда кемінде бір рет);
5) сымдардан жер бетімен және жақындасу мен қиылысатын жерлердегі әртүрлі объектілерге дейінгі ара қашықтықты тексеру;
6) жаңа тұтынушыларды қосу және осы кедергінің өзгерісін туындататын жұмыстарды орындау кезінде «фаза-нөл» тізбегінің кедергісін тексеру;
7) тіректен шешу арқылы құбырлы разрядтағыштарды тексеру (алты жылда кемінде бір рет жүргізу ұсынылады);
8) ӘЖ сымына құлау қаупі бар жекелеген ағаштарды шабу, жекелеген ағаштардың басын кесу, сымға оралғандарды алып тастау, ӘЖ жекелеген зақымдалған элементтерін алмастыру, құбырлы разрядтағыштарды алмастыру, тұрақты белгілерді, плакаттарды қалпына келтіру, ӘЖ қорғауға байланысты іс-шараларды орындау;
9) трансформаторлар мен шығар желілердегі жүктемелер мен кернеуді өлшеу (ең жоғары жүктемелер кезеңінде жылына бір рет жүргізу ұсынылады);
10) трансформаторлардың оқшаулану кедергісін өлшеу және кернеуі 6-дан 20-ға дейін киловольт құрылғысының оқшаулануын жоғары кернеумен сынау, 630 кВА және одан жоғары трансформатордың трансформатор майын сынау, жерге тұйықталатын құрылғының кедергісін өлшеу;
11) ақауы бар элементтерді ауыстыру, май толтыратын аппараттарға майды толтыра құю, жазуларды, диспетчерлік атауларды және қауіпсіздік белгілерін жаңарту.
5. Кернеуі 36 киловольт және одан жоғары шағын станцияның (КС) жабдығына техникалық қызмет көрсету кезінде мынадай жұмыс топтары орындалады:
1) бас трансформаторларды қарап шығу (тәулігіне бір рет өткізу ұсынылады), түнгі қарап шығу (айына кемінде бір рет жүргізу ұсынылады), жабдықтың күтпеген өшуінен кейін кезектен тыс қарап шығу;
2) жабдықтардың параметрлері мен оқшаулағыш сипаттамаларын сынау, бақылау, коммутациялық аппараттар мен жетектер жұмысын жөндеу аралығындағы кезеңде байқаудан өткізу;
3) май сынамаларын іріктеуді, майды толтыра құюды, силикагельді ауыстыруды, жабдықтардың ластанған оқшаулағышын сумен тазарту мен жууды, үлестіруші құрылғыларды жөндеуді, қажалып жатқан және айналмалы тораптар мен элементтерді майлауды қоса алғандағы профилактикалық жұмыстар.
6. Ғимараттар мен құрылыстарға техникалық қызмет көрсету ғимараттар мен құрылыстардың, олардың инженерлік жүйелері мен өндірістік алаңдарының жарамды күйін инженерлік қадағалау мен бақылау, жекелеген ақауларды уақтылы жою және бір реттік жөндеу жұмыстарын орындау жөніндегі іс-шаралар кешенін орындауды көздейді, оның ішінде:
1) құрылыс конструкцияларын сақтауға бағытталған талаптардың сақталуын бақылау;
2) өндірістік ғимараттар мен құрылыстарды бекітілген кестелер бойынша қарап шығулар мен зерттеулерді қамтамасыз ету;
3) ғимараттар мен құрылыстардың шөгуін байқау;
4) жобада көзделген (дірілді жүктемелер, желдету, температуралық-ылғалдық режим және т.б.) пайдалану режимінің сақталуын бақылау, жетектерге, жабындарға артық жүктемелердің болмауын бақылау;
5) деформациялардың дамуын байқау, құрылыс конструкцияларының ақауларын анықтау;
6) жерасты суларының режимін бақылау, негіздер мен іргетастардың сулануын болдырмау;
7) атмосфералық суларды бұруға арналған құрылғыларды жарамды күйде сақтау;
8) конструкцияларды ластанудан тазарту және жуу, ғимараттар мен құрылыстарды санитариялық күту;
9) металл және темірбетон конструкциялардың тотығуға қарсы жабынының күйін бақылау;
10) жекелеген деформацияларды жою жөніндегі жұмыстарды орындау, ақауларды жою жөніндегі ұсақ бір реттік жұмыстар;
11) қысқа, тасқынға, мұздың қатуына, өртке қарсы дайындық бойынша қоршаған ортаны қорғау жөніндегі іс-шараларды орындау.

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
2-қосымша

Бекітемін
Ұйым басшысы
_________________________
(күні, қолы, Т.А.Ә.)

20__ жылдан 20__ жыл аралығында жабдықтарды, ғимараттар мен
құрылыстарды жөндеудің перспективалы жоспары
_________________________________________________________
(ұйымның атауы)

Жыл	Объектінің атауы	Жөндеу түрі (күрделі, ағымдағы, негізгі арнайы жұмыстар тізбесі, жаңғырту)	Жөндеудің жоспарланған уақыты		Нормативтік ұзақтылығы		Жабдықтардың жұмыс істеу мерзімі		Жөндеудің жалпы құны, мың теңге	Жұмыстарды орындаушы
			Жөндеуге шығарыл ған ай	Ұзақтығы, күнтізбелік тәулік	Жөндеудің жоспарланған түрінде	Жыл ішіндегі ағымдағы жөндеуде, күнтізбелік тәулік	Соңғы күрделі жөндеуден жоспарлы жөндеу басталғанға дейін, жыл (сағат)	Пайдалану басталғаннан, жыл (сағат)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Ұйым басшысы __________________________________________________
20__ жылғы "___" _______________

Ескертпе: перспективалы жоспарға 3-бағанда көрсетілген арнайы жұмыстарды, жаңғыртуларды орындау қажеттілігі, техникалық және сметалық құжаттаманың болуы, материалдық және еңбек ресурстарына қажеттілік негізделетін түсіндірме жазба қоса беріледі.

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
3-қосымша

Бекітемін
Ұйым басшысы
________________________
(күні, қолы, Т.А.Ә.)

20__ жылдан 20__ жыл аралығында жылу желілерін жөндеудің
перспективалы жоспары
____________________________________________________________
(ұйымның атауы)

Жөндеу жылы	Пайдаланылатын аудан	Жылу желісінің жөнделетін учаскесінің мекенжайы	Пайдалануға берілген жыл	Құбыржолдың диаметрі, мм	Учаскенің ұзақтығы, м	Жөндеудің жоспарланған уақыты		Жөндеудің жобаланған құны	Орындауш ы
						басталу	аяқталу
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Ұйым басшысы __________________________________________________
20__ жылғы "___" ___________________

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
4-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы _______, пайдалануға берілген жылы ______, № ________
станцияның бу-турбиналық қондырғысының техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Бу-турбиналық қондырғы _____ жылғы «___» ______________ бастап ______
жылғы «___» ______________ дейін ____________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрлері		Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өлшеулер деректері		Ескертпе
				күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1		2	3	4	5
1.	Жалпы параметрлер
1)	турбинаның барынша келтірілген қуаты, МВт
2)	номиналдық қуаттағы бу шығысы, т/сағ
3)	бақылау сатысындағы бу қысымы МПа (кгс/см2)
2.	Мойынтіректер дірілі (қосынды), мм/с (МКМ)
1)	№ 1 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
2)	№ 2 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
3)	№ 3 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
4)	№ 4 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
5)	№ 5 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
6)	№ 6 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
7)	№ 7 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
8)	№ 8 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
9)	№ 9 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
10)	№ 10 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
11)	№ 11 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
12)	№ 12 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
13)	№ 13 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
14)	№ 14 мойынтірек	Тік Көлденең Осьтік
3.	Түйреуіштерді жылытатын коллектордағы бу қысымы ЦВД/ЦСД (немесе фланецтік ағытпаның тізілген жеріндегі ЦВД/ЦСД), МПа (кгс/см2)
4.	Реттеуіш клапандардан тыс будың қысымы, МПа кгс/см2
5.	Реттеу жүйесінің параметрлері
1)	айналу жиілігінің бір қалыпты болмауының жалпы дәрежесі, %
2)	айналу жиілігін реттеудің сезілмеу дәрежесі, %
3)	іріктеуде бу қысымын реттеудің бірқалыпты болмауының дәрежесі, %
4)	іріктеуде бу қысымын реттеудің сезілмеу дәрежесі, % немесе МПа (кгс/см2)
	I іріктеу
	II іріктеу
5)	Ротордың айналу жиілігін басқару тетігімен өзгерту шектері, жоғарғы шегі, С-1 (сипаттамаларын бөлетін реттеуіштер үшін айқындалмасын); төменгі шегі, С-1 (төменгі шегі міндетті)
6.	Бос жүріс режиміндегі клапандар тығыздылығының көрсеткіштері
1)	Реттеуші жабық қақпақшалардағы ротордың айналу жиілігі, С-1
7.	Тіреуіш мойынтіректердің ішпек баббиттерінің температурасы, 0С
1)	№ 1
2)	№ 2
3)	№ 3
4)	№ 4
5)	№ 5
6)	№ 6
7)	№ 7
8)	№ 8
9)	№ 9
10)	№ 10
11)	№ 11
12)	№ 12
13)	№ 13
14)	№ 14
8.	Екпінді мойынтірек қалыптарының ең көп температурасы, 0С
9.	Майлау жүйесіндегі май қысымы, МПа (кгс/см2)
10.	Май жүйесінің параметрлері:
1)	май салқындатқыштардағы температуралық арын, 0С
2)	май салқындатқыштардан кейін май температурасы, 0С
11.	Вакуумдық жүйе параметрлері:
1)	Конденсатордағы температуралық арын, 0С
2)	Конденсатордың гидравликалық кедергісі, мм су. бағ.
3)	Турбинадағы конденсаттың кермектігі, Мкг-экв/л
4)	Конденсаттық сорғылардан кейін конденсатордағы оттегі құрамы, Мкг/л
5)	Вакуумның түсу жылдамдығы, мм сын.бағ./мин
6)	Эжектор жасайтын ыдырау, мм сын. бағ.
12.	Кері және сақтандырғыш клапандар тығыздығының параметрлері:
1)	Қақпақшасы кері жабылған кезде турбоагрегат қуатының өсуі (көлденең байланыстары бар турбиналар үшін), кВт
2)	Кері қақпақшалары жабылған бос жүрістің айналу жиілігінің өсуі (энергоблок турбиналары үшін), С-1
3)	қорғаушы қақпақшалар қосылған кездегі іріктеу камерасындағы қысым, МПа (кгс/см2)

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
5-қосымша

__________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы _______, пайдалануға берілген жылы ______, № ________
станцияның гидротурбиналық қондырғысының техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Турбинаның номиналды қуаты ______ МВт,
қуаты бойынша есептелген ағыны ___ м, гидротурбиналық қондырғыны
пайдалануға шығарған жыл ______
Гидротурбиналық қондырғы _____ жылғы «___» ___________________ бастап
_____ жылғы «___» ______________ дейін ______________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрлері	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Номиналдық қуаты (алымында) және бос жүрісте (бөлімінде) сәйкес келеді:
1)	сервомотор шәкілі бойынша бағыттаушы аппараттың ашылуы, мм
2)	Май қабылдағыштағы шәкіл бойынша жұмыс істейтін дөңгелек қалақшаларының бұрылу бұрышы, град.
3)	спиральдік камерадағы қысым, МПа (кгс/см2)
2.	Номиналдық қуаты (алымында) және бос жүрісі (бөлімінде) сәйкес келеді:
1)	діріл, мм/с
	Генератор крестовинасы:
	көлденеңінен
	тігінен
	генератор крестовинасы:
	көлденеңінен
	тігінен
	турбина қақпақтары:
	көлденеңінен
	тігінен
2)	біліктің соғысы, мм:
	генератордың жоғарғы мойынтірегінде
	генератордың төменгі мойынтірегінде
	турбинаның мойынтірегінде
3.	Май айдайтын қондырғының қазандығындағы ең көп жұмыс қысымы (МАҚ), МПа (кгс/см2)
4.	Жұмысшы майсорғыны қосу қысымы (МАҚ қазандығына), МПа (кгс/см2)
5.	Резервті майсорғыны қосу қысымы (МАҚ қазандығына), МПа (кгс/см2)
6.	Гидротурбина жүктемеде жұмыс істеп тұрған сорғылар тұру уақытына (бөлімі) қысымдағы МАҚ қазандығына (алымы) сорғылар жұмысы уақытының қатынасы
1)	№ 1 сорғы үшін
2)	№ 2 сорғы үшін
7.	Турбинаның бағыттаушы аппаратының ашылу уақыты 0-ден 100 %-ға дейін, с
8.	Турбинаның бағыттаушы аппаратының жабылу уақыты 100 %-дан 0-ге дейін, с
9.	Жұмысшы дөңгелек күрекшелерінің толық бұрылу уақыты, с
10.	Гидротурбинаның бағыттаушы аппаратының сусыз жабылуын қамтамасыз ететін реттеу жүйесіндегі майдың ең төменгі қысымы, МНа (кгс/см2)
11.	Турбиналық бекітпенің ашылу уақыты, с
12.	Турбиналық бекітпенің жабылу уақыты, с
13.	Мыналарда гидротурбина роторының айналу жиілігі, айн./мин болған кезде:
1)	тежеу өшіріледі
2)	үдеуден қорғаныс іске қосылады
14.	Ротордың айналу жиілігінің тежелу іске қосылатын номиналдық айналу жиілігінен төмендеу уақыты, с
15.	Тежелу уақыты,с
16.	Номиналдық қуатта турбина жұмысы кезіндегі қалыптасқан температура, 0С
1)	майдың:
	таптама ваннасында
	генератордың жоғарғы мойынтірек ваннасында
	генератордың төменгі мойынтірек ваннасында
	турбинаның мойынтірек ваннасында
	МАҚ төгетін багында
	таптаманың әр сегментінде:
	№ 1
	№ 2
	№ 3
	№ 4
	№ 5
	№ 6
	генератордың жоғарғы мойынтірегі астарының (сегменттерінің)
	генератордың төменгі мойынтірегі астарының (сегменттерінің)
	турбина мойынтірегі астарының (сегменттерінің)
2)	салқындатқыш судың (алымында) және одан кейін (бөлімінде):
	генератордың жоғарғы мойынтірегі май салқындатқыштарының
	генератордың төменгі мойынтірегі май салқындатқыштарының
	турбинаның мойынтірегі май салқындатқыштарының
	гидравликалық жүйесі май салқындатқыштарының
	генератор ауа салқындатқыштарының
	статор орамасының
	генератор ауа салқындатқыштарына дейінгі (алымында) және одан кейінгі (бөлімінде) ауаның
17.	Өлшеулер мынадай шарттарда жүргізілді:
1)	жоғарғы бъефтің белгіленуі, м
2)	төменгі бъефтің белгіленуі, м
3)	турбинадан өтетін судың температурасы, 0С
4)	турбина шахтасындағы ауаның температурасы, 0С
5)	МАҚ төгу багының үй-жайындағы ауа температурасы, 0С

Ескертпе: көлденеңінен дірілді және біліктің соғысын екі бағытта өлшеу керек.

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
6-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы _______, пайдалануға берілген жылы _________________,
№ __________ станцияның турбогенератордың техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Турбинаның номиналды қуаты ___ МВт,
қуаты бойынша есептелген ағыны ________ м, гидротурбиналық қондырғыны
пайдалануға шығарған жыл ______
Турбогенератор _____ жылғы «___» _________________ бастап _____ жылғы
«___» ______________ дейін __________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрлері	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Турбогенератор қуаты, МВт
2.	Оқшаулама кедергісі, МОм:
1)	статор орамасының (корпусқа және басқа екі жерге тұйықталған фазаға қатысты әрбір фаза жекелеп алғанда):
	ыстық күйінде
	суық күйінде
2)	ротор орамасының
3)	генератордың қоздыру тізбегі мен барлық қосылған аппаратура қоздырғышының
4)	қоздырғыш пен қосалқы қоздырғыш орамасының (корпус пен бандаждарға қатысты)
3.	Белсенді бөліктердің қызуы (турбогенератордың және салқындату ортасының), 0С
1)	мыналардан шығатын салқындатылған сұйықтықтың температурасы:
	статор орамасының
	ротор орамасының
	статор өзегінің
2)	Мыналардан шығатын салқындататын газдың температурасы:
	статор орамасының
	ротор орамасының
	статор өзегінің
3)	Қызуы:
	статор орамасының
	ротор орамасының
	статор өзегінің
4.	Діріл, мм/с (мкм)
1)	түйіспелі сақиналардың:
	тігінен
	көлденеңінен
2)	статор корпусының:
	тігінен
	көлденеңінен
3)	статор өзегінің:
	тігінен
	көлденеңінен
	осьтік
4)	іргетастың
	тігінен
	көлденеңінен
	осьтік
5)	статор орамасының маңдай бөліктерінің:
	тігінен
	көлденеңінен
	осьтік
5.	Жұмыстық қысымдағы жиналған генераторда сутегінің ағып кетуі, МПа (кгс/см2)
6.	Тіреуіш мойынтірегі картеріндегі сутегі құрамы, %
1)	турбина жағынан
2)	қоздырғыш жағынан (немесе біліктің бос соңы жағынан)
7.	Корпустағы сутегінің ылғалдылығы:
1)	%
2)	г/м3

Ескертпе:
1) ведомостың 2-тармағында алымында кернеу салғаннан кейін 60 секундтан кейін, ал бөлімінде – 15 секундтан кейін оқшаулама кедергісі көрсетіледі;
2) статор корпусының тігінен және көлденеңінен дірілді айқындау кезінде (4-тармақ) полюстік және «кері» жиіліктердегі діріл жеке көрсетілсін;
3) статор орамасының маңдай бөліктерінің дірілі арнайы сынақтар кезінде ғана өлшенеді.

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
7-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы _______, пайдалануға берілген жылы _________________,
№ __________ станцияның гидрогенератордың техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Гидрогенератор _____ жылғы «___» ______________ бастап ________ жылғы
«___» ______________ дейін __________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрі	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Гидрогенератор қуаты, МВт
2.	Оқшаулама кедергісі, МОм
1)	статор орамасының (корпусқа және басқа екі жерге тұйықталған фазаға қатысты әрбір фаза жекелеп алғанда):
	ыстық күйінде
	салқын күйінде
	ротор орамасының
2)	қоздыру тізбегінің (барлық қосылған аппаратурасы):
	генератордың
	қоздырғыштың
3)	ротор орамасының (корпус пен бандаждарға қатысты)
	қоздырғыштың
	қосалқы қоздырғыштың
3.	Гидрогенератормен салқындату ортасының белсенді бөліктерінің қызуы, 0С
1)	статор орамасының
2)	ротор орамасының
3)	статор өзегінің
4)	Іріктеуден соң кіретін ауа температурасы, 0С
	Салқындату ортасының су температурасы, 0С
	статор орамасының
	ротор орамасының
	статор өзегінің
4.	Діріл, мм/с (мкм)
1)	генератор статорының (полюстік жиілік):
	радиалдық
	тангенциалдық
	тігінен
2)	генератор статорының (айналма жиілігі):
	радиалдық
	тангенциалдық
	тігінен
3)	статор өзегінің (полюстік жиілік):
	радиалдық
	тангенциалдық
	тігінен
4)	статор өзегінің (айналма жиілік):
	радиалдық
	тангенциалдық
	тігінен
5)	тіреуіш крестовина (табандықта):
	радиалдық
	тангенциалдық
	тігінен
6)	турбинді мойынтіректің корпусы:
	радиалдық
	тангенциалдық
	тігінен
5.	Біліктің соғысы, мм
1)	жоғарғы генераторлық мойынтіректе
2)	турбиналық мойынтіректе
3)	қоздырғыш коллекторында:
	салқын күйінде
	ыстық күйінде
4)	түйіспелі сақиналардың:
	жоғарғы
	төменгі

Ескертпе:
1) ведомостың 2-тармағында алымында кернеу салғаннан кейін 60 секундтан кейін, ал бөлімінде – 15 секундтан кейін оқшаулама кедергісі көрсетіледі;
2) дірілді өлшеу (4-тармақ) қозуы жоқ гидрогенератордың бос жүрісі кезінде, ал қоздырумен бос жүрісте және ыстық күйіндегі номиналдық режимде жүргізіледі.

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
8-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы ___________, пайдалануға берілген жылы _____________,
№ _______ станцияның синхрондық компенсатордың техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Синхрондық компенсатор _____ жылғы «___» _________ бастап _____ жылғы
«___» ______________ дейін __________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрі	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Синхрондық компенсатордың қуаты, МВА

2.	Оқшаулама кедергісі, МОм;
1)	статор орамасының (корпусқа және басқа екі жерге тұйықталған фазаға қатысты әрбір фаза жекелеп алғанда):
	ыстық күйінде
	салқын күйінде
	Синхрондық компенсатордың және барлық қосылған аппаратурамен қоздырғыштың қоздыру тіректері

3.	Синхрондық компенсатордың белсенді бөліктерінің қызуы, 0С:
1)	статор орамасының
2)	ротор орамасының
3)	статор өзегінің

4.	4. Діріл, мм/с (мкм):
1)	№ 1 мойынтірек:	тігінен
		көлденеңінен
		осьтік
2)	№ 2 мойынтірек:	тігінен
		көлденеңінен
		осьтік
3)	№ 3 мойынтірек:	тігінен
		көлденеңінен
		осьтік
4)	№ 4 мойынтірек:	тігінен
		көлденеңінен
		осьтік
5.	Жұмыстық қысымдағы жиналып тұрған синхрондық компенсаторда сутегінің ағуы, МПа (кгс/см2)

Ескертпе: ведомостың 2-тармағында алымында кернеу салғаннан кейін 60 секундтан кейін, ал бөлімінде – 15 секундтан кейін оқшаулама кедергісі көрсетіледі.

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
9-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы __________, пайдалануға берілген жылы ______________,
№ __________ станцияның (КС) трансформаторы техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Трансформатор _____ жылғы «___» ______________ бастап _____ жылғы
«___» ______________ дейін __________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрі	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Қуаты, МВА
2.	Кернеуі, кВ
3.	Орамалардың қосылған тобы
4.	Бос жүріс шығындары, кВт
5.	Бос жүріс тогы, %
6.	Трансформатор орамасының 0С температурасында орамалар оқшауламасының кедергісі (R60, МОм)				2500 В кернеуге мегометрмен өлшенген мәндер енгізіледі

7.	Трансформатор орамасының 0С температурасында орама оқшауламасының диэлектрлік шығындарының бұрыштық тангенсі (tg , %)
1)	_______________________

8.	Трансформатор орамасының 0С температурасындағы С2/С50 с арақатынасы
1)	_______________________
9.	Трансформатор орамасының 0С температурасында барлық тарамдардағы тұрақты токқа (R, Ом) орамалар кедергісі ____________________ Ом				Ажыратқыштардың номиналдық қалпындағы кедергілер мәндері енгізіледі. Ажыратқыштардың қалған қалпындағы мәндер сынақтар хаттамасында көрсетіледі

10.	Трансформация коэффициенті
1)	ВН-СН
2)	ВН-НН
3)	СН-НН
4)	барлық фазалардың
11.	Тұрақты ток магнит өткізгішінің парақаралық оқшауламасының кедергісі, Ом

12.	Оқшаулама кедергісі, МОм
1)	ярмолық балкалардың _______________________				Оқшаулама кедергісін өлшеу 50 Гц айнымалы токтың 1000 В кернеуді салумен ауыстырылуы мүмкін
2)	престейтін сақиналардың _______________________
3)	тартылатын түйреуіштерінің (бандаждарының) ярмоның _______________________
4)	магнит өткізгіштің _______________________

13.

Орамалардың қатты оқшауламасының ылғалдылық құрамы, % (үлгілер болған кезде)

Қуаты 80 МВА және одан жоғары кернеуі 110-750 кВ трансформаторларды күрделі жөндеу бойынша деректеріне берілген нұсқаулықтарға сәйкес

14.

Қатынасты өлшеу С/С

15.	Трансформатор багынан және РПН құрылғысынан майды физикалық-химиялық қысқаша талдау (бар болса):				Сынаманы іріктеу күнін және іріктеу кезіндегі май температурасын көрсете отырып, алымында трансформатор багынан, алымында РПН құрылғысынан бөлімінде алынатын майды талдау деректері көрсетіледі
1)	ылғалды құрамы, %
2)	механикалық қоспалардың болуы (г/т)
3)	суда еритін қышқылдар мен сілтілердің болуы
4)	қышқылдық саны, майдың мгКОН/г, артық емес
5)	бу серпілістерінің температурасы, 0С
6)	электрлік беріктігі, кВ
7)	200С температурадағы tg
8)	700С температурадағы tg
9)	900С температурадағы tg
10)	газ құрамы, көлемнің %-ы
11)	майдағы газды хроматографиялық талдау

Май құйылды ___________________________________________________
(құю әдісі, вакуум) (құю ұзақтығы)
Майдың сынауға дейін тұру ұзақтығы ____________________________
Белсенді бөлігінің қоршаған ауамен жанасуы ұзақтығы, ___ сағат,
алғашқы уақытта ауамен жанасқанда магнит өткізгіштің жоғарғы
ярмосында өлшенген белсенді температурасы, ⁰С ____, соңында ⁰С ______
Жөндеу ____________________________________ жағдайларда жасалды
(зауыт, энергокәсіпорын)
Жылыту әдісі ____________________ ұзақтығы, сағ _______________
Ескертпе:
1) қатты оқшаулама үлгілерін (ведомостың 1.3-тармағы) ашар
алдында және белсенді бөлікке май құяр алдында іріктеп алынсын;
2) ведомостың 15-тармағы бойынша оқшаулама сипаттамаларын қуаты
80 МВА дейін, кернеуі 150 кВ дейін трансформаторлардың 10⁰С төмен
емес температурада, ал басқа трансформаторлар үшін сынақтардың
зауыттық хаттамасында көрсетілген мәннен төмен емес температурада
айқындайды.

Майға толтырылған ендірмелерді сынаулар, өлшеулер нәтижелері
(өлшеулер мен сынаулар қолданыстағы нормативтік актілерге сәйкес
өткізіледі)

	Атауы	Көрсеткіштер						Нейтраль	Ескертпе
		ВН			СН
		А	В	С	А	В	С
1.	Ендірме нөмірі
2.	Сынау кернеуі, кВ
3.	Сынау ұзақтығы, сағ.
4.	Температурасы, 0С
5.	Температурасы
6.	Сыйымдылығы, пф.								Деректер алымындағы жөндеуден кейін, бөлгішінде – жөндеуге дейін келтіріледі.
7.	Ендірмедегі май
8.	Механикалық қоспалардың болуы
9.	Ылғалдылық құрамы, %
10.	Суда ерітілетін қышқылдар мен сілтілердің болуы
11.	Жабық тигелдегі жарқыл температурасы, 0С, төмен емес
12.	Майдың мгКОН/г қышқылдық саны, артық емес
13.	Оқшауламаның электрлік беріктігі, кВ
14.	200С температурада tg
15.	700С температурада tg
16.	900С температурада tg

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
10-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы _______, пайдалануға берілген жылы ______,
№ _____ станцияның Күл өткізбейтін қондырғының техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Күл өткізбейтін қондырғы _____ жылғы «___» ____________ бастап _____
жылғы «___» ______________ дейін __________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрі	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Тазалауға түсетін газ температурасы, 0С
2.	Күл өткізбейтін қондырғыдан тыс газдың температурасы, 0С
3.	Шығарылымдағы жанар заттың құрамы, %
4.	Қатты отынның шығыны, т/сағ
5.	Күл өткізбейтін қондырғы алдындағы ауаның артық болуы
6.	Күл өткізбейтін қондырғыдан кейін ауаның артылуы
7.	Күл өткізбейтін қондырғыдағы ауаның сорылуы, %
8.	Қалыпты жағдайларда тазалауға түсетін түтіндік газдың көлемі, м3/сағ
9.	Күл өткізбейтін қондырғы кедергісі, МПа (кгс/см2)
10.	Күл өткізбейтін қондырғыны суландыруға су жіберу шығыны, т/сағ
11.	Вентури құбырын суландыруға су жіберудің үлестік шығыны, т/сағ
12.	Түтіндік газбен атмосфераға шығатын күлдің саны, т/сағ
13.	1000 м3 газды тазалауға электр энергияның үлестік шығыны, кВт/сағ
14.	Электр сүзгідегі түтіндік газдың жылдамдығы: Вентури құбырының мойнағында, м/с
15.	Түтіндік газды тазалау дәрежесі, %

16.	қалыпты жағдайларда түтіндік газдың тозаңдылығы:
1)	күл өткізбейтін қондырғы алдында, г/м3
2)	күл өткізбейтін қондырғыдан кейін, г/м3

17.	Электр сүзгілерінің вольтамперлік сипаттамалары:
1)	ауада	кВ
		мА
2)	түтінді газдарда	кВ
		мА
18.	Эмульгатордан тыс шығу газдарындағы ылғалдың құрамы, %

Ескертпе: қатар жұмыс істейтін бірнеше күл өткізбейтін қондырғылар болған жағдайда көрсеткіштер әр аппарат үшін және жалпы қондырғыға орташа көрсеткіш көрсетілсін.

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Электр станцияларының, жылу және электр
желілерінің жабдықтарына, ғимараттары мен
құрылыстарына техникалық қызмет
көрсетуді және оларды жөндеуді
ұйымдастыру қағидаларына
11-қосымша

___________________ электр станциясы

Турбина үлгісі (өндіруші) _____________________ зауыттық № _________,
шығарылған жылы _______, пайдалануға берілген жылы ______,
№ __________ станцияның қазандық қондырғысының техникалық жай-күйінің
негізгі параметрлерінің
ВЕДОМОСЫ
Қазандық қондырғысы _____ жылғы «___» ____________ бастап _____ жылғы
«___» ______________ дейін __________________ жөндеуде болды.
(жөндеу түрі)

	Техникалық жай-күй параметрі	Зауыттық, жобалық немесе нормативтік деректер	Пайдалану сынақтарының немесе өзгерістер деректері		Ескертпе
			күрделі жөндеуге дейін	күрделі жөндеуден кейін
	1	2	3	4	5
1.	Бу өнімділігі, т/сағ
2.	Қатты қыздырылған бу қысымы, МПа (кгс/см2)
3.	Қатты қыздырылған бу температурасы, 0С
4.	Аралық қыздырғыштан шыққан бу қысымы, МПа (кгс/см2)
5.	Аралық қыздырғыштан шыққан бу температурасы, 0С
6.	Қоректік судың экономайзерге дейінгі температурасы, 0С
7.	Қоректік судың экономайзерден тыс температурасы, 0С
8.	Ауаның ауа жылытқышқа дейінгі температурасы, 0С
9.	Ауаның ауа жылытқыштан тыс температурасы, 0С
10.	Ұшатын газдың экономайзерден тыс температурасы, 0С
11.	Ауа жылытқыштың газдық кедергісі, мм су. бағ.
12.	Газ күре жолының жалпы кедергісі, мм су. бағ.
13.	Ауа күре жолының жалпы кедергісі, мм су. бағ.
14.	Ауаның артықшылық коэффициенті:
1)	қазандықтан тыс
2)	ауа жылытқыштан тыс
3)	түтін сорғыдан тыс
15.	Ауаның оттыққа сорылуы, %
16.	Шығатын газдармен жұмсалатын жылу шығындары, %
17.	Қазандық қондырғысының пайдалы әрекет ету коэффициенті, брутто, %
18.	Электр энергиясының өзіндік мұқтаждықтарға шығындары, кВт будың сағ/т
19.	Электр энергиясының тартуға және үрлеуге шығындары, будың кВт. сағ/т
20.	Отынды тартуға арналған электр энергиясының шығындары, отынның кВт. сағ/т

(лауазымы, Т.А.Ә., қолы, мөрі, күні)

Об утверждении Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей

Постановление Правительства Республики Казахстан от 10 июля 2013 года № 711. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 10 августа 2015 года № 628

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 10.08.2015 № 628 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

ПРЕСС-РЕЛИЗ

Примечание РЦПИ.
В соответствии с Законом РК от 29.09.2014 г. № 239-V ЗРК по вопросам разграничения полномочий между уровнями государственного управления см. приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73.

В соответствии с подпунктом 33) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1.Утвердить прилагаемые Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей.
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан С. Ахметов

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 10 июля 2013 года № 711

Правила организации технического обслуживания и
ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

1. Общие положения

1. Настоящие Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 33) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» и определяют порядок организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей энергопроизводящих и энергопередающих организаций.
2. В настоящих Правилах применяются следующие основные понятия:
1) байпас – обводной теплопровод, применяющийся для транспортировки теплоносителя параллельно запорной и регулирующей арматуре;
2) оборудование – совокупность механизмов, машин, устройств, приборов, объединенных определенной технологической схемой;
3) исправное состояние – состояние оборудования, зданий и (или) сооружений, при котором они соответствуют всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
4) ремонт – комплекс мероприятий по восстановлению работоспособного состояния и (или) исправного состояния оборудования, зданий и сооружений и восстановлению ресурсов их составных частей;
5) работоспособное состояние – состояние оборудования, зданий и (или) сооружений, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
6) техническое обслуживание – комплекс мероприятий или мероприятие по поддержанию работоспособного состояния и (или) исправного состояния оборудования, зданий и сооружений при использовании по назначению, хранении и (или) транспортировке без вывода их в ремонт;
7) останов – вывод оборудования из работы.
3. Настоящие Правила не распространяются на организацию аварийного ремонта оборудования, зданий и сооружений энергопроизводящих и энергопередающих организаций.
4. Энергопроизводящие и энергопередающие организации на постоянной основе обеспечивают исправное состояние оборудования, зданий и сооружений, используемых, соответственно, для производства и/или распределения электрической и/или тепловой энергии, путем организации и проведения комплекса работ, который включает в себя:
1) техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений;
2) ремонт оборудования, зданий и сооружений;
3) контроль качества выполняемых работ;
4) анализ параметров технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

2. Организация технического обслуживания оборудования,
зданий и сооружений электростанций, тепловых
и электрических сетей

5. Периодичность и объем технического обслуживания, а также состав работ по техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений устанавливаются энергопроизводящими и энергопередающими организациями самостоятельно с учетом инструкций производителя по эксплуатации и фактических условий эксплуатации.
6. Типовой состав работ по техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей изложен в приложении 1 к настоящим Правилам.
Типовой состав работ по техническому обслуживанию не является обязательным для энергопередающих и энергопроизводящих организаций и носит рекомендательный характер.
7. Учет работ по техническому обслуживанию осуществляется путем ведения журналов технического обслуживания по видам оборудования, зданиям и сооружениям. Такие журналы должны содержать сведения о выполненных работах по техническому обслуживанию и их результатах с приложением подтверждающих документов.
8. Учет выявленных дефектов осуществляется в отдельном журнале с указанием информации о дате выявления дефекта, дате и способе его рекомендуемого и фактического устранения.

3. Организация ремонта оборудования, зданий и сооружений
электростанций, тепловых и электрических сетей

1. Общие положения

9. Энергопроизводящие и энергопередающие организации осуществляют планирование ремонта своего оборудования, зданий и сооружений, которое включает в себя разработку:
1) перспективного плана ремонта оборудования, зданий и сооружений организации на пять лет;
2) годовых графиков ремонта оборудования, зданий и сооружений.
10. Перспективный план ремонта оборудования, зданий и сооружений разрабатывается согласно приложениям 2 и 3 к настоящим Правилам и в случае необходимости ежегодно корректируется с учетом фактических обстоятельств.
11. Годовой график ремонта оборудования, зданий и сооружений разрабатывается на основе перспективного плана с учетом технического состояния объектов и устанавливает календарное время вывода в ремонт каждого отдельного объекта, продолжительность ремонта и планируемый объем работ с распределением по исполнителям.

2. Организация ремонта оборудования, зданий
и сооружений электростанций

12. Перспективный план и годовой график ремонта энергопроизводящих организаций разрабатываются с учетом рабочей мощности соответствующей электростанции.
13. При разработке графика ремонта оборудования энергопроизводящих организаций необходимо учитывать следующее:
1) суммарная продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонта устанавливается с учетом согласованной рабочей мощности соответствующей электростанции;
2) капитальный ремонт головных установок планируется в сроки, определяемые с учетом их технического состояния и требований завода-изготовителя;
3) гидроагрегаты, включенные в работу при напорах, размер которых ниже расчетных (минимальных) в пределах от пятнадцати до двадцати процентов, рекомендуется выводить в капитальный ремонт через два года после монтажа;
4) ремонт корпусов котлов дубль-блоков планируется с одновременным остановом и пуском обоих корпусов или сдвигом останова и пуска одного из корпусов, определяемого технологией ремонта и условиями эксплуатации;
5) сроки ремонта котлоагрегатов на электростанциях с поперечными связями планируется совмещать со сроками ремонтов турбоагрегатов;
6) капитальный ремонт резервного вспомогательного оборудования планируется в периоды между капитальными ремонтами основного оборудования;
7) капитальный ремонт общестанционного оборудования, отключение которого не ограничивает рабочую мощность электростанций, планируется на периоды между ремонтами основного оборудования;
8) капитальный ремонт общестанционного оборудования, связанный со снижением рабочей мощности электростанции, планируется одновременно с ремонтом основного оборудования.
14. При необходимости вывода дымовых труб, газоходов и градирен в ремонт на длительный срок, связанного с ограничением мощности электростанции, энергопроизводящими организациями обеспечиваются переключение основного оборудования на другие сооружения или установка на период ремонта временных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограничение мощности.
15. Вывод в ремонт оборудования энергопроизводящей организации производится по программе, утвержденной энергопроизводящей организацией, которая должна предусматривать:
1) проведение эксплуатационных испытаний. Испытания должны быть проведены не ранее чем за месяц и не позднее чем за пять дней до вывода оборудования в ремонт. Результаты испытаний заносятся в ведомости основных параметров технического состояния установки согласно приложениям 4-11 к настоящим Правилам;
2) очистку 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, которая производится после останова оборудования;
3) сработку топлива в бункерах котла при его останове, обдувку поверхностей нагрева, стряхивание электродов электрофильтров и промывку золоуловителей. Зола и шлак из бункеров и леток удаляются на золоотвал.
4) принудительное расхолаживание турбин при останове и при необходимости промывку проточной части под нагрузкой.
16. По результатам ремонта оборудования энергопроизводящей организации заполняются ведомости параметров технического состояния оборудования согласно приложениям 4-11 к настоящим Правилам.

3. Организация ремонта оборудования, зданий
и сооружений тепловых сетей

17. При разработке графика ремонта оборудования, зданий и сооружений тепловых сетей необходимо учитывать даты начала и окончания отопительного сезона.
18. В графике ремонта необходимо предусмотреть одновременный ремонт трубопроводов сети и тепловых пунктов, а также ревизию и ремонт головных задвижек и расходомерных устройств на выводах источников теплоты.
19. График ремонта тепловых сетей составляется с учетом проведения ремонтных работ на источниках теплоты.
20. В проектах производства работ на перекладку тепловых сетей на территориях с плодородным слоем почвы предусматриваются срезка этого слоя и использование его для озеленения и последующего восстановления плодородия почвы на данном объекте.
21. Проведение ремонта тепловых сетей не должно приводить к нарушению нормального теплоснабжения потребителей тепловой энергии.
22. При невозможности обеспечить потребителей нормальным теплоснабжением на все время планового ремонта в проектной документации предусматривается строительство байпаса. При выполнении планового ремонта в отопительный период не допускается сооружать байпас меньшим диаметром, чем основной теплопровод.
23. Сооружение байпаса и переключение на него всех потребителей завершаются до вывода участка тепловой сети в плановый ремонт. После окончания планового ремонта тепловой сети байпас демонтируется с приведением территории его прохождения в первоначальный вид.

4. Организация ремонта оборудования, зданий и
сооружений электрических сетей

24. Для планирования и организации работ по ремонту и техническому обслуживанию объекты электросети напряжением от 0,38 до 20 киловольт следует группировать, исходя из условий эксплуатации, характеристики потребителей, конструктивных особенностей объектов, сроков эксплуатации, применяемой организации работ, состояния подъездов к месту работ. Указанные группы рассматриваются как единые объекты ремонта и технического обслуживания.
В качестве таких объектов допускается принимать:
1) воздушную линию электропередачи напряжением от 6 до 20 киловольт либо ее участки;
2) группу линий напряжением 0,38 киловольт одного населенного пункта;
3) несколько трансформаторных подстанций 6-20/0,38 киловольт одного населенного пункта;
4) распределительный пункт 6-20 киловольт.
25. Капитальный ремонт производится со следующей периодичностью:
1) воздушных линий электропередачи на железобетонных и металлических опорах - не реже одного раза в десять лет;
2) воздушных линий электропередачи на опорах с деревянными деталями - не реже одного раза в пять лет;
3) трансформаторных подстанций, распределительных пунктов и секционирующих пунктов - не реже одного раза в десять лет.
26. Для подготовки и проведения работ по ремонту оборудования и сооружений электрических сетей допускается использовать технологические карты, разрабатываемые энергопередающими организациями. В технологических картах предусматриваются технология выполнения работ, состав бригад и квалификация персонала, нормы времени, требования по технике безопасности, перечень защитных средств, материалов, механизмов, инструментов, приспособлений, инвентаря, используемых для выполнения работ.
27. Допускается применение типовых технологических карт, разрабатываемых ассоциациями энергопередающих организаций.
28. Выполнение работ по ремонту воздушных линий электропередачи, связанных с приближением к токоведущим частям, производится с отключением и заземлением обслуживаемой воздушной линии электропередачи.
29. Для сохранения работоспособности воздушных линий электропередачи при производстве ремонта допускается применять методы работ под напряжением.
30. Плановый ремонт воздушных линий электропередачи, проходящих по землям сельскохозяйственного назначения, проводится по согласованию с землепользователями.
31. Бригады, выполняющие работы на объектах электросетей, оснащаются средствами связи с диспетчерскими пунктами и ремонтно-производственными базами.

Приложение 1
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Типовой состав работ по техническому обслуживанию
оборудования, зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

1. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций предусматривает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода его в текущий ремонт, в том числе:
1) обход по графику и осмотр работающего оборудования для контроля состояния и своевременного выявления дефектов;
2) смазка трущихся деталей, замена смотровых стекол, загрузка дроби и шаров, осмотр и замена дефектных бил молотковых мельниц, чистка масляных, мазутных, воздушных и водяных фильтров и отстойников, чистка решеток водоочистных сооружений, трубных досок конденсаторов и маслоохладителей, осмотр и проверка механизмов управления, подшипников, приводов арматуры, подтяжка сальников, регулировка обдувочных, дробеструйных, газо- и пневмоимпульсных, ультразвуковых и электроимпульсных аппаратов и другое;
3) обдувка поверхностей нагрева, устранение зашлакований, присосов, пылений, парений, утечек воды, масла, газа и мазута, обслуживание водомерных колонок, контроль и регулировка средств измерений и автоматического регулирования и другое;
4) наблюдение за опорами, креплениями, указателями положения трубопроводов и другие работы по поддержанию исправного состояния оборудования, находящегося в эксплуатации;
5) осмотр и проверка оборудования при нахождении его в резерве с целью выявления и устранения отклонений от нормального состояния.
2. Техническое обслуживание действующего оборудования тепловых сетей предусматривает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке и регулировке, не требующих вывода его в ремонт, в том числе:
1) поддержание в исправном состоянии всего оборудования, строительных и других конструкций тепловых сетей с проведением их своевременного осмотра;
2) обслуживание оборудования тепловых сетей, наблюдение за работой теплопроводов, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств автоматики, электротехнического оборудования, устройств защиты от электрохимической коррозии и других элементов оборудования, своевременное устранение всех замеченных дефектов;
3) устранение излишних потерь тепла путем удаления скапливающейся в каналах и камерах воды, ликвидации проникновения грунтовых и верховых вод в камеры и каналы, своевременное выявление и восстановление разрушенной тепловой изоляции;
4) удаление воздуха из теплопроводов через воздушники, ликвидация присосов воздуха в сети, поддержание необходимого избыточного давления во всех точках сети и системах потребителей;
5) поддержание чистоты в камерах и проходных каналах, недопущение возможности проникновения в них посторонних лиц;
6) принятие мер к предупреждению, локализации и ликвидация неполадок и аварий в сетях;
7) проведение по графику испытаний сетей на гидравлическую плотность, расчетную температуру, тепловые и гидравлические потери, на наличие потенциалов блуждающих токов и тому подобное;
8) осуществление контроля за техническим состоянием тепломеханического оборудования тепловых пунктов и его регулировкой;
9) проведение контроля состояния строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземных прокладках тепловых сетей с применением современных методов диагностирования.
3. При техническом обслуживании воздушных линий электропередачи напряжением 35 киловольт и выше выполняются осмотры, профилактические проверки, измерения, отдельные виды работ по устранению мелких повреждений и неисправностей, в том числе:
1) периодический осмотр воздушных линий электропередачи (далее – ВЛ) в дневное время без подъема на опоры (рекомендуется проводить не реже одного раза в год);
2) периодический верховой осмотр ВЛ в дневное время с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорок (рекомендуется проводить не реже не реже одного раза в десять лет, а для ВЛ со сроком службы более двадцати лет - не реже одного раза в пять лет);
3) периодический выборочный осмотр ВЛ в дневное время (рекомендуется проводить не реже одного раза в год);
4) внеочередной обход после стихийных явлений, автоматического отключения ВЛ от действия релейной защиты, успешного повторного включения ВЛ;
5) периодический выборочный осмотр ВЛ в ночное время;
6) проверка расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов до пересекаемых сооружений, проверка положения опор, проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, выборочная проверка состояния фундаментов опор и болтов опор на оттяжках со вскрытием грунта, проверка антикоррозионного покрытия металлических опор, траверс, подножников, проверка тяжения в оттяжках опор, проверка изоляторов всех типов (визуально);
7) проверка загнивания деталей деревянных опор (рекомендуется проводить первый раз через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее в период, предшествующий ремонту, с заменой древесины);
8) проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями (рекомендуется проводить не реже одного раза в пять лет);
9) проверка электрической прочности фарфоровых изоляторов (рекомендуется проводить первый раз в первом или втором году после ввода ВЛ в эксплуатацию, второй раз в период от шести до десяти лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов);
10) проверка заземляющих устройств опор на опорах всех типов (при осмотрах ВЛ), измерение сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ напряжением 110 киловольт и выше с молниезащитными тросами (после обнаружения следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой), выборочное измерение сопротивления заземляющих устройств опор в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными, оползневыми, плохо проводящими грунтами (рекомендуется проводить не реже одного раза в двенадцать лет);
11) проверка трубчатых разрядников и защитных промежутков (рекомендуется трубчатые разрядники один раз в три года снимать с опор для проверки);
12) вырубка отдельных угрожающих ВЛ деревьев, обрезка сучьев, восстановление знаков и плакатов, замена отдельных элементов ВЛ, выправка отдельных опор, наблюдение за образованием гололеда, охрана ВЛ.
4. При техническом обслуживании воздушных линий электропередачи, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов распределительных сетей напряжением от 0,38 до 20 киловольт выполняются осмотры, проверки, измерения и отдельные виды работ по устранению мелких повреждений и неисправностей, в том числе:
1) осмотр по всей длине ВЛ и трансформаторов электромонтерами (рекомендуется проводить ежегодно), осмотр отдельных участков ВЛ инженерно-техническим персоналом, верховой осмотр, внеочередные осмотры ВЛ (после стихийных явлений, связанные с непредвиденным отключением ВЛ, после успешного повторного включения);
2) проверка степени загнивания деталей деревянных опор в соответствии с нормами, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;
3) измерение сопротивления заземления опор на опорах с разрядниками, защитными промежутками и электрооборудованием, заземлителями грозозащиты и повторными заземлителями нулевого провода (рекомендуется - не реже одного раза в шесть лет), выборочно на два процента железобетонных опор от общего числа опор в населенной местности на участках ВЛ с наиболее агрессивными или плохо проводящими грунтами (рекомендуется - не реже одного раза в двенадцать лет);
4) выборочная (два процента опор с заземлителями) проверка заземляющего устройства с вскрытием грунта (рекомендуется - не реже одного раза в двенадцать лет);
5) проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах сближения и пересечения;
6) проверка сопротивления петли "фаза-ноль" при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления;
7) проверка трубчатых разрядников со снятием с опоры (рекомендуется проводить один раз в шесть лет);
8) вырубка отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ, обрезка кроны на отдельных деревьях, удаление забросов на провода, замена отдельных поврежденных элементов ВЛ, замена трубчатых разрядников, восстановление постоянных знаков, плакатов, выполнение мероприятий, связанных с охраной ВЛ;
9) измерение нагрузок и напряжения на трансформаторах и отходящих линиях (рекомендуется проводить один раз в год в период максимальных нагрузок;
10) измерение сопротивления изоляции трансформаторов и испытание повышенным напряжением изоляции распределительного устройства напряжением от 6 до 20 киловольт, испытание трансформаторного масла трансформаторов 630 кВ.А и выше, измерение сопротивления заземляющего устройства;
11) замена дефектных элементов, доливка масла в маслонаполненные аппараты, обновление надписей, диспетчерских наименований и знаков безопасности.
5. При техническом обслуживании оборудования подстанции напряжением 36 киловольт и выше (далее – ПС) выполняются следующие группы работ:
1) осмотр главных трансформаторов (рекомендуется проводить один раз в сутки), ночной осмотр (рекомендуется проводить не реже одного раза в месяц), внеочередной осмотр после непредвиденного отключения оборудования;
2) испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования, опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период;
3) профилактические работы, включая отбор проб масла, доливка масла, замена селикагеля, чистка и обмыв водой загрязненной изоляции оборудования, ошиновка распредустройств, смазка трущихся и вращающихся узлов и элементов.
6. Техническое обслуживание зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса мероприятий по инженерному надзору и контролю за исправным состоянием зданий и сооружений, их инженерных систем и промплощадки, своевременному устранению отдельных дефектов и выполнению мелких разовых ремонтных работ, в том числе:
1) контроль за соблюдением требований, направленных на сохранение строительных конструкций;
2) обеспечение осмотров и обследований производственных зданий и сооружений по утвержденным графикам;
3) наблюдение за осадками зданий и сооружений;
4) контроль за соблюдением режима эксплуатации, предусмотренного проектом (вибрационные нагрузки, вентиляция, температурно-влажностный режим и т.д.), контроль за предотвращением перегрузок на кровли, перекрытия;
5) наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных конструкций;
6) наблюдение за режимом грунтовых вод, предотвращение обводнения оснований и фундаментов;
7) поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных вод;
8) очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание зданий и сооружений;
9) контроль за состоянием антикоррозионного покрытия металлических и железобетонных конструкций;
10) выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разовые работы по устранению дефектов;
11) выполнение мероприятий по подготовке к зиме, паводку, противообледенению, противопожарных, по охране окружающей среды.

Приложение 2
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Утверждаю
Руководитель организации
_________________________
(дата, подпись, Ф.И.О.)

Перспективный план ремонта оборудования, зданий и
сооружений с 20__года по 20__год
__________________________________________________________
(наименование организации)

Год	Наименование объекта	Вид ремонта (капитальный, текущий, перечень основных спец. работ, модернизация)	Планируемое время ремонта		Нормативная продолжительность		Срок службы оборудования		Общая стоимость ремонта, тыс. тенге	Исполнитель работ
			Месяц вывода в ремонт	Продолжительность, кал. сутки	В планируемом виде ремонта	В текущем ремонте в течение года, кал. сутки	От последнего кап. ремонта до начала планируем. год (час)	С начала эксплуатации год (час)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Руководитель организации ____________________________________________

"_____" ___________________ 20___ год

Примечание: к перспективному плану прилагается пояснительная
записка, в которой обосновываются необходимость выполнения
специальных работ, модернизации, указанных в графе 3, наличие
технической и сметной документации, потребность в материальных и
трудовых ресурсах.

Приложение 3
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Утверждаю
Руководитель организации
_________________________
(дата, подпись, Ф.И.О.)

Перспективный план ремонта тепловых сетей
с 20__года по 20__год
_____________________________________________________
(наименование организации)

Год ремонта	Эксплуатационный район	Адрес ремонтируемого участка тепловой сети	Год ввода в эксплуатацию	Диаметр трубопровода, мм	Протяженность участка, м	Планируемое время ремонта		Примерная стоимость ремонта	Исполнитель
						начало	окончание
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Руководитель организации ________________________________

"_____" ___________________ 20___ год

Приложение 4
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния паротурбинной
установки станции № _____ с турбиной типа (производитель) __________,
заводской № _________, год выпуска _______, год пуска в
эксплуатацию ________________
Паротурбинная установка находилась в __________________ ремонте
(вид ремонта)

с «____» ___________ _____ года до «_____» ______________ _____ года

	Параметр технического состояния		Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или измерений		Примечание
				до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1		2	3	4	5
1.	Общие параметры
1)	максимальная приведенная мощность турбины, МВт
2)	расход пара при номинальной мощности, т/ч
3)	давление пара в контрольной ступени. МПа (кгс/см2)
2.	Вибрация подшипников (суммарная), мм/с (МКМ)
1)	подшипник № 1	Вертикальная Поперечная Осевая
2)	подшипник № 2	Вертикальная Поперечная Осевая
3)	подшипник № 3	Вертикальная Поперечная Осевая
4)	подшипник № 4	Вертикальная Поперечная Осевая
5)	подшипник № 5	Вертикальная Поперечная Осевая
6)	подшипник № 6	Вертикальная Поперечная Осевая
7)	подшипник № 7	Вертикальная Поперечная Осевая
8)	подшипник № 8	Вертикальная Поперечная Осевая
9)	подшипник № 9	Вертикальная Поперечная Осевая
10)	подшипник № 10	Вертикальная Поперечная Осевая
11)	подшипник № 11	Вертикальная Поперечная Осевая
12)	подшипник № 12	Вертикальная Поперечная Осевая
13)	подшипник № 13	Вертикальная Поперечная Осевая
14)	подшипник № 14	Вертикальная Поперечная Осевая
3.	Давление пара в коллекторе обогрева шпилек ЦВД/ЦСД (или в обнизке фланцевого разъема ЦВД/ЦСД), МПа (кгс/см2)
4.	Давление пара за регулирующими клапанами, МПа (кгс/см2)
5.	Параметры системы регулирования
1)	общая степень неравномерности частоты вращения, %
2)	степень нечувствительности регулирования частоты вращения, %
3)	степень неравномерности регулирования давления пара в отборе, %
4)	степень нечувствительности регулирования давления пара в отборе, % или МПа (кгс/см2)
	I отбор
	II отбор
5)	пределы изменения частоты вращения ротора механизмом управления, верхний предел, С-1 (для регуляторов с разделением характеристик не определять); нижний предел, С-1 (нижний предел обязателен)
6.	Показатели плотности клапанов в режиме холостого хода
1)	частота вращения ротора при закрытых регулирующих клапанах, С-1
7.	Температура баббита вкладышей опорных подшипников, oС
1)	№ 1
2)	№ 2
3)	№ 3
4)	№ 4
5)	№ 5
6)	№ 6
7)	№ 7
8)	№ 8
9)	№ 9
10)	№ 10
11)	№ 11
12)	№ 12
13)	№ 13
14)	№ 14
8.	Максимальная температура колодок упорного подшипника, oС
9.	Давление масла в системе смазки, МПа (кгс/см2)
10.	Параметры маслосистемы:
1)	температурный напор в маслоохладителях, oС
2)	температура масла после маслоохладителей, -oС
11.	Параметры вакуумной системы:
1)	температурный напор в конденсаторе, oС
2)	гидравлическое сопротивление конденсатора, мм вод. ст.
3)	жесткость конденсата турбины, Мкг-экв/л
4)	содержание кислорода в конденсаторе после конденсатных насосов, Мкг/л
5)	скорость падения вакуума, мм рт. ст/мин
6)	разрежение, создаваемое эжектором, мм рт. ст.
12.	Параметры плотности обратных и предохранительных клапанов:
1)	прирост мощности турбоагрегата при закрытых обратных клапанах (для турбин с поперечными связями), кВт
2)	прирост частоты вращения холостого хода при закрытых обратных клапанах (для турбин энергоблоков), С-1
3)	давление в камере отбора при срабатывании предохранительных клапанов, МПа (кгс/см2)

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 5
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния гидротурбинной
установки станции № _____ с турбиной типа _______ завод _____________
заводской № _________, год выпуска ____________.
Номинальная мощность турбины ____ МВт, расчетный напор по
мощности ___________м, год выпуска гидротурбинной установки в
эксплуатацию ______________
Гидротурбинная установка находилась в _________________ ремонте
(вид ремонта)

с «_____» ____________ _____ года до «_____» _____________ _____ года

	Параметр технического состояния	Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или изменений		Примечание
			до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1	2	3	4	5
1.	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)
2.	Номинальной мощности (в числителе) и холостому ходу (в знаменателе) соответствуют:
1)	вибрация, мм/с
	верхней крестовины генератора:
	горизонтальная
	вертикальная
	нижней крестовины генератора:
	горизонтальная
	вертикальная
	крышки турбины:
	горизонтальная
	вертикальная
2)	биение вала, мм:
	у верхнего подшипника генератора
	у нижнего подшипника генератора
	у подшипника турбины
3.	Максимальное рабочее давление в котле маслонапорной установки (МНУ), МПа (кгс/см2)
4.	Давление включения рабочего маслонасоса (на котел МНУ), МПа (кгс/см2)
5.	Давление включения резервного маслонасоса (на котел МНУ), МПа (кгс/см2)
6.	Отношение времени работы насосов на котел МНУ под давлением (числитель) к времени стоянки насосов (знаменатель) при работе гидротурбины под нагрузкой
1)	для насоса № 1
2)	для насоса № 2
7.	Время открытия направляющего аппарата турбины от 0 до 100 %, с
8.	Время закрытия направляющего аппарата турбины от 100 % до 0, с
9.	Время полного разворота лопастей рабочего колеса, с
10.	Минимальное давление масла в системе регулирования, обеспечивающее закрытие направляющего аппарата гидротурбины без воды, МПа (кгс/см)
11.	Время открытия турбинного затвора, с
12.	Время закрытия турбинного затвора, с
13.	Частота вращения ротора гидротурбины, об/мин при котором:
1)	выключается торможение
2)	срабатывает защита от разгона
14.	Время снижения частоты вращения ротора от номинальной частоты вращения, при которой включается торможение, с
15.	Время торможения, с
16.	Установившаяся температура при работе турбины с номинальной мощностью, oС
1)	масла:
	в ванне подпятника
	в ванне верхнего подшипника генератора
	в ванне нижнего подшипника генератора
	в ванне подшипника турбины
	в сливном баке МНУ
	на каждом сегменте подпятника:
	№ 1
	№ 2
	№ 3
	№ 4
	№ 5
	№ 6
	вкладыша (сегментов) верхнего подшипника генератора
	вкладыша (сегментов) нижнего подшипника генератора
	вкладыша (сегментов) подшипника турбины
2)	охлаждающей воды до (в числителе) и после (в знаменателе):
	маслоохладителей верхнего подшипника генератора
	маслоохладителей нижнего подшипника генератора
	маслоохладителей подшипника турбины
	маслоохладителей гидравлической системы регулирования
	воздухоохладителей генератора
	обмотки статора
	воздуха до (в числителе) и после (в знаменателе) воздухоохладителей генератора
17.	Измерения производились при следующих условиях:
1)	отметке верхнего бьефа, м
2)	отметке нижнего бьефа, м
3)	температуре воды, проходящей через турбину, oС
4)	температуре воздуха в шахте турбины, oС
5)	температуре воздуха в помещении установки сливного бака МНУ, oС

Примечание: горизонтальную вибрацию и биение вала следует
измерять в двух направлениях.

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 6
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________
ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния турбогенератора
станции № _____ тип __________, завод (производитель) _______________
заводской № ______, год выпуска __________, год пуска в
эксплуатацию ______________________.

Номинальная мощность турбины ____ МВт, расчетный напор по мощности
___________м, год выпуска гидротурбинной установки в
эксплуатацию ____________________
Турбогенератор находился в _____________________________ ремонте
(вид ремонта)

с «_____» _____________ _____ года до «____» ______________ ____ года

	Параметр технического состояния	Заводские, проектные или нормативные данные	данные эксплуатационных испытаний или изменений		Примечание
			до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1	2	3	4	5
1.	Мощность турбогенератора, МВт
2.	Сопротивление изоляции, МОм:
1)	обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземляемых фаз):
	в горячем состоянии
	в холодном состоянии
2)	обмотки ротора
3)	цепи возбуждения генератора и возбудителя со всей присоединенной аппаратурой
4)	обмотки возбудителя и подвозбудителя (относительно корпуса и бандажей)
3.	Нагрев активных частей (турбогенератора и охлаждающей среды.), oС
1)	температура выходящей охлаждающей жидкости из:
	обмотки статора
	обмотки ротора
	сердечника статора
2)	Температура выходящего охлаждающего газа из:
	обмотки статора
	обмотки ротора
	сердечника статора
3)	Нагрев:
	обмотки статора
	обмотки ротора
	сердечника статора
4.	Вибрация, мм/с (мкм)
1)	контактных колец:
	вертикальная
	поперечная
2)	корпуса статора:
	вертикальная
	поперечная
3)	сердечника статора:
	вертикальная
	поперечная
	осевая
4)	фундамента:
	вертикальная
	поперечная
	осевая
5)	лобовых частей обмотки статора:
	вертикальная
	поперечная
	осевая
5.	Утечка водорода в собранном генераторе при рабочем давлении, МПа (кгс/см2)
6.	Содержание водорода в картере опорного подшипника, %
1)	со стороны турбины
2)	со стороны возбудителя (или со стороны свободного конца вала)
7.	Влажность водорода в корпусе:
1)	%
2)	г/м3

Примечание:
1) в пункте 2 ведомости в числителе указывается сопротивление
изоляции через 60 секунд после приложения напряжения, в знаменателе -
через 15 секунд;
2) при определении вертикальной и поперечной вибрации корпуса
статора (пункт 4) указать раздельно вибрации полюсной и "обратной"
частот;
3) вибрация лобовых частей обмотки статора измеряется только
при специальных испытаниях.

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 7
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния гидрогенератора
станции № _________, тип ________, завод (производитель) _________,
заводской № ________, год выпуска ______, год пуска в
эксплуатацию ______________
Гидрогенератор находился в _____________________________ ремонте
(вид ремонта)

с «_____» _____________ _____ года до «____» _____________ _____ года

	Параметр технического состояния	Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или изменений		Примечание
			до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1	2	3	4	5
1.	Мощность гидрогенератора, МВт
2.	Сопротивление изоляции, МОм
1)	обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземленных фаз):
	в горячем состоянии
	в холодном состоянии
	обмотки ротора
2)	цепи возбуждения (со всей присоединенной аппаратурой):
	генератора
	возбудителя
3)	обмотки ротора (относительно корпуса и бандажей):
	возбудителя
	подвозбудителя
3.	Нагрев активных частей гидрогенератора и охлаждающей среды, oС
1)	обмоток статора
2)	обмоток ротора
3)	сердечника статора
4)	Температура воздуха, входящего из отбора, oС
	температура охлаждающей среды. oС
	обмотки статора
	обмотки ротора
	сердечника статора
4.	Вибрация, мм/с (мкм)
1)	статора генератора (полюсная частота):
	радиальная
	тангенциальная
	вертикальная
2)	статора генератора (оборотная частота):
	радиальная
	тангенциальная
	вертикальная
3)	сердечника статора (полюсная частота):
	радиальная
	тангенциальная
	вертикальная
4)	сердечника статора (оборотная частота):
	радиальная
	тангенциальная
	вертикальная
5)	опорной крестовины (у подпятника):
	радиальная
	тангенциальная
	вертикальная
6)	корпуса турбинного подшипника:
	радиальная
	тангенциальная
	вертикальная
5.	Биение вала, мм
1)	у верхнего генераторного подшипника
2)	у корпуса турбинного подшипника
3)	коллектора возбудителя:
	в холодном состоянии
	в горячем состоянии
4)	контактных колец:
	верхнего
	нижнего

Примечание:
1) в пункте 2 ведомости в числителе указывается сопротивление
изоляции через 60 секунд после приложения напряжения, в знаменателе -
через 15 секунд;
2) замеры вибрации (пункт 4) проводятся при холостом ходе
гидрогенератора без возбуждения, холостом ходе с возбуждением и
номинальном режиме в горячем состоянии.

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 8
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния синхронного
компенсатора станции № _________, тип ________, завод (производитель)
_________, заводской № ________, год выпуска ______, год пуска в
эксплуатацию _______________
Синхронный компенсатор находился в ____________________ ремонте
(вид ремонта)

с «_____» _____________ _____ года до «____» _____________ _____ года

	Параметр технического состояния		Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или изменений		Примечание
				до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1		2	3	4	5
1.	Мощность синхронного компенсатора, МВА
2.	Сопротивление изоляции, МОм;
1)	обмотки статора (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и двух других заземленных фаз):
	в горячем состоянии
	в холодном состоянии
	цепи возбуждения синхронного компенсатора и возбудителя со всей присоединенной аппаратурой
3.	Нагрев активных частей синхронного компенсатора, oС:
1)	обмоток статора
2)	обмоток ротора
3)	сердечника статора
4.	Вибрация, мм/с (мкм):
1)	подшипника № 1:	вертикальная
		поперечная
		осевая
2)	подшипника № 2:	вертикальная
		поперечная
		осевая
3)	подшипника № 3:	вертикальная
		поперечная
		осевая
4)	подшипника № 4	вертикальная
		поперечная
		осевая
5.	Утечка водорода в собранном синхронном компенсаторе при рабочем давлении, МПа (кгс/см2)

Примечание: в пункте 2 ведомости в числителе указывается
сопротивление изоляции через 60 секунд после приложения напряжения, в
знаменателе - через 15 секунд.

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 9
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния трансформатора
станции (ПС) № _________, заводской № ________, тип ________, завод
(производитель) _________, год выпуска ______, год пуска в
эксплуатацию __________________
Трансформатор находился в _____________________________ ремонте
(вид ремонта)

с «_____» _____________ _____ года до «____» ______________ ____ года

	Параметр технического состояния	Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или изменений		Примечание
			до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1	2	3	4	5
1.	Мощность, МВА
2.	Напряжение, кВ
3.	Группа соединения обмоток
4.	Потери холостого хода, кВт
5.	Ток холостого хода, %
6.	Сопротивление изоляции обмоток (R60, МОм) при температуре обмотки трансформатора, oС				Вносятся значения, измеренные мегометром на напряжение 2500 В
7.	Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток (tg , %) при температуре обмотки трансформатора, oС
1)	__________________________
8.	Отношение С2/С50 при температуре обмотки трансформатора, oС
1)	_________________________
9.	Сопротивление обмоток постоянному току (R, Ом) на всех ответвлениях при температуре обмотки трансформатора oС ___________________ Ом				Вносятся значения сопротивления при номинальном положении переключателей. Значения на остальных положениях переключателей указываются в протоколе испытаний
10.	Коэффициент трансформации
1)	ВН-СН
2)	ВН-НН
3)	СН-НН
4)	всех фаз
11.	Сопротивление межлистовой изоляции магнитопровода постоянному току, Ом
12.	Сопротивление изоляции, Ом
1)	ярмовых балок ____________________				Измерение сопротивления изоляции может быть заменено испытанием приложенным напряжением 1000 В переменного тока 50 Гц
2)	прессующих колец ____________________
3)	стяжных шпилек (бандажей) ярма ____________________
4)	магнитопровода ____________________
13.	Влагосодержание твердой изоляции обморок, % (при наличии образцов)				Согласно данным руководства по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110-750 кВ мощностью 80 МВА и более
14.	Измерение отношения С/С
15.	Сокращенный физико-химический анализ масла из бака трансформатора и устройства РПН (при наличии)				В числителе указываются данные анализа масла из бака трансформатора, в знаменателе из устройства РПН с указанием даты отбора пробы и температуры масла при отборе
1)	влагосодержание, %
2)	наличие механических примесей (г/т)
3)	наличие водорастворимых кислот и щелочей
4)	кислотное число, мгКОН/г масла, не более
5)	температура вспышки паров, oС
6)	электрическая прочность, кВ
7)	tg при температуре 20 oС, %
8)	tg при температуре 70 oС, %
9)	tg при температуре 90 oС, %
10)	газосодержание, % объема
11)	хроматографический анализ газов в масле

Заливка маслом проводилась
______________________________ ______________________________________
(метод заливки, вакуум,) (продолжительность заливки)
Продолжительность отстоя масла до испытания____________________
Продолжительность соприкосновения активной части с окружающим
воздухом, часов ________________________, температура активной части,
измеренная на верхнем ярме магнитопровода, в начальный период
соприкосновения с воздухом, ^oС ____________, в конце ^oС ____________.
Ремонт производился в условиях ________________________________
(завода, энергопредприятия)
Метод нагрева ___________________, продолжительность, __________часов

Примечание:
1) образцы твердой изоляции (пункт 13 ведомости) отобрать в
начале вскрытия и перед заливкой активной части маслом;
2) характеристики изоляции по пункту 15 ведомости определяют
при температуре не ниже 10 ^oС у трансформаторов мощностью до 80 МВА,
напряжением до 150 кВ, для остальных трансформаторов - при
температуре не менее нижнего значения, указанного в заводском
протоколе испытаний.
Результаты испытаний, измерений маслонаполненных вводов
(испытания и измерения проводятся в соответствии с действующими
нормативными актами)

	Наименование	Показатели						Нейтраль	Примечание
		ВН			СН
		А	В	С	А	В	С
1.	Номер ввода
2.	Испытательное напряжение, кВ
3.	Продолжительность испытания, ч
4.	При температуре, oС
5.	При температуре, oС
6.	Емкость, пф.								Данные приводятся в числителе – после ремонта, в знаменателе – до ремонта
7.	Масло в вводах
8.	Наличие механических примесей
9.	Влагосодержание, %
10.	Наличие водорастворимых кислот и щелочей
11.	Температура вспышки в закрытом тигле, oС, не ниже
12.	Кислотное число, мгКОН/г масла, не более
13.	Электрическая прочность изоляции, кВ
14.	tg при температуре 20 oС
15.	tg при температуре 70 oС
16.	tg при температуре 90 oС

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 10
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния золоулавливающей
установки № _________, тип ________, завод (производитель) _________,
заводской № ________, год выпуска ______, год пуска в
эксплуатацию ____________________
Золоулавливающая установка установлена за котлом ______________
типа _______, станции № ______ и находилась в ____________ ремонте
(вид ремонта)

с «_____» _____________ _____ года до «____» ______________ ____ года

	Параметр технического состояния		Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или изменений		Примечание
				до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1		2	3	4	5
1.	Температура газов, поступающих на очистку, oС
2.	Температура газов за золоулавливающей установкой, oС
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, МПа (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.	Задымленность дымовых газов при нормальных условиях:
1)	перед золоулавливающей установкой, г/м3
2)	после золоулавливающей установки, г/м3
17.	Вольтамперные характеристики электрофильтров:
1)	на воздухе,	кВ
		мА
2)	на дымовых газах,	кВ
		мА
18.	Содержание влаги в уходящих газах за эмульгатором, %

Примечание: при наличии нескольких параллельно работающих
золоулавливающих аппаратов показатели указывать для каждого аппарата
и средний показатель на установку в целом.

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)

Приложение 11
к Правилам организации технического
обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций,
тепловых и электрических сетей

Электростанция ___________________

ВЕДОМОСТЬ
основных параметров технического состояния котельной установки,
станции № ______, с паровым котлом типа ___________, завод _________,
заводской № _______, год выпуска ______, год пуска в
эксплуатацию_____________________

Котельная установка находилась в ______________________________
(вид ремонта)

с «_____» _____________ _____ года до «____» ______________ ____ года

	Параметр технического состояния	Заводские, проектные или нормативные данные	Данные эксплуатационных испытаний или измерений		Примечание
			до капитального ремонта	после капитального ремонта
	1	2	3	4	5
1.	Паропроизводительность, т/ч
2.	Давление перегретого пара, МПа (кгс/см2)
3.	Температура перегретого пара. oС
4.	Давление пара на выходе из промежуточного перегревателя, МПа (кгс/см2)
5.	Температура пара на выходе из промежуточного перегревателя, oС
6.	Температура питательной воды до экономайзера, oС
7.	Температура питательной воды за экономайзером, oС
8.	Температура воздуха до воздухоподогревателя, oС
9.	Температура воздуха за воздухоподогревателем, oС
10.	Температура уходящих газов за воздухоподогревателем, oС
11.	Газовое сопротивление воздухоподогревателя, мм вод. ст.
12.	Общее сопротивление газового тракта, мм вод. ст.
13.	Общее сопротивление воздушного тракта, мм вод. ст.
14.	Коэффициент избытка воздуха:
1)	за котлом
2)	за воздухоподогревателем
3)	за дымососом
15.	Присосы воздуха в топку, %
16.	Потери тепла с уходящими газами, %
17.	Коэффициент полезного действия котельной установки, брутто, %
18.	Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт. ч/т пара
19.	Расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт.ч/т пара
20.	Расход электроэнергии на помол топлива, кВт.ч/т топлива

(должность, Ф.И.О, подпись, печать, дата)