РД 153-39.4-056-00 стр.7 5.3Диагностирование оборудования НПС

 

5.2.3 Состав ВИС, применяемых при проведении внутритрубной диагностики, должен обеспечивать определение:

— дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности), ограничивающих проходное сечение, и радиусов его поворота (радиусов отводов);

— дефектов стенки трубы (коррозии металла, забоин, задиров, рисок, царапин, расслоений и т.п.);

— трещин и трещиноподобных дефектов определенной ориентации по отношению к оси трубопровода (осевой или поперечной), расположенных в основном металле трубы и в сварных швах;

— положение сварных швов, подкладных колец.

ВИС должны иметь систему учета дефектов, обеспечивающую привязку мест расположения дефектов к определенным точкам трассы МН. Точность определения местоположения дефектов относительно ближайшего поперечного сварного шва должна соответствовать разрешающей способности данного ВИС, указанной в его технических характеристиках.

5.2.4 Разрешающая способность ВИС и применяемые методы интерпретации дефектов должны обеспечивать возможность классификации дефектов по степени опасности без проведения экскавации и дополнительного дефектоскопического контроля трубопровода.

5.2.5 Проведение работ по внутритрубной диагностике с использованием комплексов технических средств, предназначенных для обнаружения и измерения дефектов определенного типа, должно проводиться на основе технологий, регламентирующих эти работы и утвержденных в установленном порядке.

5.2.6 Внутритрубная диагностика должна проводиться на плановой основе с учетом норм периодичности в соответствии с нормативной документацией, но не реже одного раза в 5 лет.

5.2.7 ОАО МН должны ежегодно согласовывать проект плана внутритрубной диагностики своих нефтепроводов с организацией, выполняющей работы по диагностированию, и направлять в Компанию для его утверждения.

5.2.8 Работы по составлению, согласованию, изменению, утверждению годовых планов по внутритрубной диагностике, составлению на их основе квартальных и месячных планов должны проводиться в соответствии с установленным порядком.

5.2.9 Представляемый к внутритрубному диагностированию трубопровод (или его участки) должен отвечать требованиям нормативной документации в части обеспечения проходимости средств диагностики. Трубопровод (или их участки), не отвечающий требованиям контролепригодности, должен доводиться ОАО МН (или его филиалами) до требуемого уровня.

5.2.10 Подрядчик, выполняющий диагностирование МН, за 10-30 дней до планируемого начала работ должен письменно уведомить ОАО МН о своей готовности к проведению внутритрубной диагностики.

ОАО МН в течение 5-10 дней с момента получения уведомления от подрядчика должно направить ему письменное подтверждение о готовности трубопровода (или его участков) к проведению диагностических работ в указанные сроки или по обоснованным причинам перенести срок диагностирования.

5.2.11 ОАО МН должно предоставить подрядчику паспортные данные по трубопроводу (или его участкам), представляемому к внутритрубному диагностированию, информацию о режимах его работы и другие необходимые данные в соответствии с нормативной документацией.

5.2.12 Персонал ОАО МН, непосредственно связанный с проведением работ по пропуску ВИС, должен пройти специальное обучение на рабочих местах по программе, представляемой подрядчиком и согласованной с Госгортехнадзором России. Обучение персонала ОАО МН проводит представитель подрядчика.

5.2.13 Все работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением ВИС, должны проводиться работниками филиалов ОАО МН под руководством ответственного специалиста, назначаемого приказом по филиалу ОАО МН, и под наблюдением специалистов подрядчика.

5.2.14 По результатам внутритрубной диагностики подрядчик должен представить в ОАО МН технический отчет, подписанный руководством его предприятия и заверенный печатью, в сроки согласно условиям договора.

5.2.15 Отчет по результатам внутритрубной диагностики должен содержать информацию о всех дефектах, зафиксированных ВИС, информацию об опасных дефектах, требующих снижения давления в трубопроводе (на период до проведения ремонта) либо проведения оперативного ремонта. В отчете должны быть приведены данные о местоположении каждого дефекта относительно точек-ориентиров и поперечных сварных швов.

5.2.16 Информация об опасных дефектах должна оперативно передаваться подрядчиком в ОАО МН до выпуска технического отчета.

5.2.17 ОАО МН или его филиал должны в месячный срок провести анализ полученных данных по опасным дефектам для определения видов ремонта и составления графика выполнения работ. До проведения работ по ремонту опасного дефекта должны вводиться следующие режимы ограничения перекачки:

— если для дефектного участка расчетами прочности по соответствующим нормативным документам определено допустимое давление перекачки, то проходное давление должно быть не выше допустимого давления;

— если для дефектного участка допустимое давление перекачки не определено, то проходное давление на этом участке должно быть не выше 75% от проходного давления на момент обнаружения опасного дефекта.

5.2.18 Технические отчеты по результатам диагностирования должны храниться в ОАО МН в течение всего срока эксплуатации МН в виде базы данных дефектов, обновляемой не позднее 10-дневного срока по результатам проведения ремонта участка нефтепровода и повторных диагностических обследований.

5.2.19 Внешнее дефектоскопическое обследование должно проводиться:

— после пропуска ВИС для уточнения параметров дефектов и выбранного метода ремонта дефектного участка трубопровода;

— на вскрытом участке трубопровода в процессе ремонта (например, при замене изоляции);

— на участках трубопровода для наблюдения за развитием ранее выявленных дефектов, оценки технического состояния отдельных ремонтных конструкций.

5.2.20 По результатам внешнего дефектоскопического обследования должно быть составлено заключение и представлено в ОАО МН или в его филиал для принятия решения.

5.2.21 Заключения по результатам внешнего дефектоскопического обследования должны храниться в ОАО МН в течение всего срока эксплуатации МН в виде базы данных дефектов, обновляемой не позднее 10-дневного срока по результатам проведения ремонта участка нефтепровода.

5.2.22 Диагностирование воздушных переходов трубопровода, линейной арматуры, особо опасных участках (подводных переходах, у густонаселенных пунктов, пересечений с железными и автодорогами), рекомендуется проводить (в дополнение к внутритрубной диагностике) акустико-эмиссионным методом совместно с ультразвуковой дефектоскопией.

5.2.23 Организация и проведение диагностирования коррозионного состояния подземных трубопроводов, изоляционных покрытий и средств ЭХЗ должны соответствовать требованиям, изложенным в разжеде 8 настоящих Правил.

5.2.24 На основании результатов диагностирования ОАО МН должны планировать первоочередные мероприятия по предотвращению разрушения трубопроводов, а также сроки и объемы работ по ремонту линейной части МН в порядке, указанном в главе 6 настоящих Правил.

 

5.3 Диагностирование оборудования НПС

 

5.3.1 Оборудование НПС подвергается техническому диагностированию с целью обеспечения его надежности и безопасности.

Задачами технического диагностирования являются:

— определение технического состояния оборудования, в том числе обнаружение и классификация дефектов (отказов), прогноз их развития;

— определение остаточного ресурса и продление срока службы оборудования;

— определение сроков и объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования.

5.3.2 Номенклатура оборудования, подлежащего диагностированию, определяется ОАО МН.

Объем и периодичность диагностического контроля устанавливается в соответствии с нормативной документацией.

Эксплуатацию оборудования и систем новых и модернизированных НПС предпочтительно осуществлять с непрерывным автоматизированным контролем и диагностированием их работоспособности на базе технических средств КИП и А, телемеханики и АСУ.

До ввода в эксплуатацию технических и программных средств автоматизированной диагностики допускается оценка технического состояния оборудования с помощью портативных (переносных) приборов.

5.3.3 Определение фактического технического состояния оборудования производится на основе проверки соответствия и сравнения текущих значений его параметров с допустимыми и базовыми значениями.

Допустимые значения параметров, необходимых для оценки технического состояния оборудования, а также периодичность проведения планового контроля, назначаемая с учетом фактических показателей надежности, количества пусков и результатов выполненных ранее диагностических и ремонтных работ, определяются в соответствии с нормативными документами.

Базовые значения контролируемых параметров определяются с началом ведения работ по диагностике, после ввода нового или отремонтированного оборудования в эксплуатацию, а также после замены узла или детали, которая вызвала изменение контролируемых параметров.

5.3.4 В рамках диагностирования оборудования НПС должны проводиться оперативный, плановый и неплановый контроль технического состояния.

Оперативный (непрерывный) контроль — контроль технического состояния, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит постоянно. В объем оперативного диагностического контроля входят также технические осмотры объектов НПС, которые проводятся согласно графику в соответствии с нормативной документацией.

Плановый (периодический) контроль — контроль фактического технического состояния оборудования НПС по параметрам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности.

Неплановый контроль — контроль технического состояния оборудования НПС, проводимый в случае резкого изменения значений постоянно контролируемых параметров, а также, если по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.

5.3.5 Источником информации, необходимой для проведения диагностирования и анализа причин изменения технического состояния оборудования, являются следующие базы данных: эксплуатационных параметров; отказов и наработок; планов и результатов проведения диагностирования и ремонтов.

5.3.6 Руководство ОАО МН несет ответственность за планирование, организацию и обеспечение условий безопасного проведения диагностических работ. Ответственность за подготовку оборудования к проведению диагностирования несут подразделения и службы филиалов ОАО МН.

5.3.7 По результатам технического диагностирования должно выдаваться заключение о техническом состоянии оборудования.

Формы и порядок ведения документации должны быть едиными для всех ОАО МН, обеспечивать возможность оценки технического состояния и прогнозирования ресурса оборудования в автоматизированном режиме, а также определения его показателей надежности с учетом ранее полученной информации.

5.3.8 Параметры, используемые при оценке технического состояния, а также результаты диагностирования и прогнозирования ресурса должны сохраняться в базе данных автоматизированной системы контроля и управления МН на протяжении всего времени эксплуатации однотипного оборудования.

5.3.9 Диагностирование магистральных и подпорных насосных агрегатов должно обеспечивать обязательную оценку их технического состояния по следующим контролируемым параметрам: напору и давлению; потребляемой мощности или коэффициенту полезного действия (КПД) насоса; вибрации; температурам масла, сердечника статора, обмоток ротора и статора, подшипников, охлаждающей среды.

5.3.10 Валы насосных агрегатов должны подвергаться входному и плановому дефектоскопическому контролю с учетом наработки и количества пусков в соответствии с нормативной документацией.

5.3.11 Методы и средства, применяемые для оценки технического состояния арматуры, должны обеспечивать:

— контроль внешней и внутренней герметичности;

— выявление дефектов в материале корпуса, сварных швах, уплотнении и элементах штока;

— контроль работоспособности редуктора, электропривода, аппаратуры пуска и остановки, концевых и моментных выключателей.

5.3.12 Для определения фактического технического состояния технологических трубопроводов, должны производиться ревизия, испытания (в рамках планового контроля) и надзор в соответствии с нормативными документами.

5.3.13 На основании результатов технического диагностирования оборудования НПС должны определяться объемы и сроки работ по ремонту оборудования в порядке, указанном в разделе 6 настоящих Правил.

5.3.14 Оборудование НПС, отработавшее назначенный срок службы (назначенный ресурс), подлежит техническому освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания.

Результаты технического освидетельствования оборудования, отработавшего ресурс или срок службы, должны доводиться до сведения территориального органа Госгортехнадзора России.

Объем и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования НПС в течение дополнительного срока службы должны устанавливаться по результатам технического освидетельствования.

 

5.4 Диагностирование стальных резервуаров

 

5.4.1 Диагностирование резервуаров должно проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз и нормативной документации.

Периодичность диагностирования:

— частичное — не реже одного раза в 5 лет;

— полное — один раз в 10 лет.

5.4.2 Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы или прошедших капитальный ремонт, периодичность диагностирования составляет соответственно 4 года и 8 лет.

5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары:

— находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

— изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;

— находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

— в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

5.4.4 Частичное диагностирование должно проводиться без вывода резервуаров из эксплуатации, полная — после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.

5.4.5 Перечень работ, выполняемых при диагностировании резервуаров, а также порядок их выполнения определяется в соответствии с требованиями нормативной документации.

5.4.6 По результатам диагностирования исполнителями должен составляться отчет, в котором приводится оценка технического состояния резервуара и рекомендации по устранению обнаруженных дефектов.

5.4.7 На основании диагностирования резервуаров должен составляться график ремонта (в т.ч. капитального), который утверждается руководством ОАО МН (или его филиала).

5.4.8 Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара должна проводиться на основании результатов полного диагностирования, условий эксплуатации, статистики отказов и других факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

5.4.9 Критерием для полной отбраковки резервуара является неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, по износу и экономическая нецелесообразность проведения ремонта.

 

6. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

 

6.1 Оценка технического состояния оборудования и сооружений магистральных нефтепроводов

 

6.1.1 Оценка технического состояния линейной части МН, его ремонтопригодность, выбор вида и способа ремонта должны проводиться на основе результатов комплексных обследований.

6.1.2 В состав комплексных обследований входит:

— диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов (ЛЧ МН) с применением ВИС в соответствии с 5.1.10;

— дефектоскопия стенки трубопровода или сварных стыков с применением акустико-эмиссионных, ультразвуковых методов;

— анализ изменений защитного потенциала трубопровода за период эксплуатации;

— дефектоскопия изоляции;

— сбор информации по техническим характеристикам состояния изоляции;

— сбор информации по ремонту;

— анализ статистических данных аварийности;

— оценка загруженности МН в перспективе.

6.1.3 По результатам анализа комплексных обследований и обработки данных проводится:

— уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода;

— определение ремонтопригодности обследованного участка;

— планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения трубопровода;

— выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности нефтепровода с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.

6.1.4 Оценка технического состояния объектов НПС, резервуаров, технологических трубопроводов должна проводиться на основе анализа результатов комплексной диагностики, выполненных согласно требованиям раздела 5 настоящих Правил с учетом результатов автоматизированного сбора, обработки, хранения и выдачи информации единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) оборудования и сооружений МН с учетом срока их службы.

 

6.2 Определение вида ремонтных работ

 

6.2.1 На основании результатов оценки технического состояния планируются следующие виды ремонта или реконструкции нефтепровода:

а) ремонт коротких участков с вырезкой дефектных мест или труб с монтажом катушек или секций труб;

б) выборочный ремонт коротких участков нефтепровода с восстановлением несущей способности труб ( ремонт без вырезки); выборочный ремонт по замене изоляции;

в) ремонт нефтепровода с заменой изоляции (сплошная замена изоляции по действующим технологиям);

г) ремонт нефтепровода с заменой отдельных участков или всего нефтепровода.

Каждому виду ремонта должен соответствовать метод (технология) ремонта, который устанавливается нормативным документом.

6.2.2 Планирование очередности работ по ремонту и предотвращению возможных разрушений трубопровода проводится в зависимости от характера и степени опасности дефектов, с учетом технического состояния нефтепровода.

6.2.3 Для оборудования нефтеперекачивающих станций предусматриваются следующие виды ремонта:

— технические осмотры;

— техническое обслуживание (ТО);

— ремонт, выполняемый по фактическому техническому состоянию (текущий, средний, капитальный) или плановый при выборе системы ППР;

— неплановый (аварийно-восстановительный) ремонт;

— регламентные работы.

6.2.4 По результатам оценки технического состояния оборудования объектов и сооружений МН, ОАО МН и его филиалами определяются виды ремонта или принимается решение об их списании или замене.

 

6.3 Организация производства ремонтных работ на объектах магистральных нефтепроводов

 

6.3.1 Планирование работ по ремонту нефтепровода проводится в зависимости от характера и степени опасности дефектов, с учетом заключения о техническом состоянии сооружений и оборудования МН.

6.3.2 Производство основных ремонтных работ должно начинаться после выполнения ОАО МН и его филиалами организационных и подготовительных мероприятий, приемки подрядчиком трассы ремонтируемого участка нефтепровода под ремонт и письменного разрешения руководства ОАО МН и его филиалов на производство работ.

6.3.3 Текущий ремонт линейной части выполняется, как правило, совместно с техническим обслуживанием трубопровода по утвержденному графику.

6.3.4 Капитальный ремонт нефтепровода должен проводиться в соответствии с нормативной документацией специализированными организациями.

6.3.5 Капитальный ремонт должен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей лицензию, и проектом производства работ, разработанным организацией, выполняющей ремонт, утверждаемым руководством ОАО и его филиалов.

6.3.6 Рабочий проект на капитальный ремонт МН разрабатывается на основании технического задания на проектирование с учетом требований СНиП 2.05.06, СНиП 3.01.01, Правил капитального ремонта МН и настоящих Правил и согласовывается с владельцами сооружений технического коридора.

6.3.7 Выборочный капитальный ремонт участков нефтепровода с дефектами, подлежащими удалению, должен выполняться путем замены дефектного участка на новый в соответствии с действующими нормативными документами.

6.3.8 Выборочный капитальный ремонт без остановки перекачки нефти может выполняться при давлении не более 2,5 МПа без подъема трубопровода, с сохранением его положения в траншее, согласно требованиям нормативных документов для конкретного метода ремонта.

6.3.9 Ремонт с заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заменой изоляции) может проводиться без остановки перекачки нефти при давлении не более 2,5 МПа по следующим технологиям:

— с подъемом трубопровода в траншее для нефтепроводов диаметром 219-720 мм;

— с подъемом и укладкой трубопровода диаметром 219-720 мм на лежки в траншее;

— без подъема трубопровода с сохранением его положения для диаметров 820-1220 мм.

Ремонт трубопровода должен проводиться по специально разработанным и утвержденным в установленном порядке технологиям.

6.3.10 Ремонт с заменой участков трубопровода может производиться следующими методами:

— укладкой в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего;

— укладкой в отдельную траншею в пределах существующего технического коридора коммуникаций вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого;

— демонтажом заменяемого трубопровода и укладкой вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

6.3.11 Производство ремонтных работ с заменой всего трубопровода и реконструкцией нефтепровода должно выполняться в соответствии с технологиями и требованиями, предусмотренными СНиП 2.05.06, СНиП III-42, других нормативных документов и настоящих Правил.

6.3.12 Работы по капитальному ремонту объектов МН (газоэлектросварочные, строительно-монтажные, земляные, работы на высоте, вблизи линий электропередач, на подводных переходах, с применением энергии взрыва, с использованием автотракторной техники и грузоподъемных механизмов и др.) относятся к работам повышенной опасности и должны проводиться в соответствии с нормативными документами, регламентами, инструкциями и проектной документацией, с оформлением нарядов-допусков, актов и других документов, с назначением ответственных лиц за подготовку, организацию и проведение работ и обеспечение мер безопасности.

6.3.13 Перед началом ремонтных работ заказчик и подрядчик должны поставить в известность владельцев сооружений технического коридора о начале и сроках проведения работ по капитальному ремонту.

6.3.14 Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима и приемкой выполненных работ приказом по ОАО МН и его филиалов назначается лицо из числа специалистов технических служб, аттестованных для проведения таких работ. Для этих целей также могут быть привлечены специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию.

6.3.15 Текущий ремонт запорной арматуры и механического оборудования линейных сооружений нефтепровода может выполняться подразделениями аварийно-восстановительной службы. Капитальный ремонт – специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.

6.3.16 Ремонт электротехнических установок, ЛЭП, оборудования и устройств ЭХЗ, систем телемеханики линейной части должен выполняться специализированными службами.

6.3.17 С целью безопасности производства работ участки, примыкающие к задвижкам, тройникам, отводам, следует ремонтировать отдельно от основного потока работ.

6.3.18 При ремонте с восстановлением толщины стенки нефтепровода сварочные работы необходимо выполнять с соблюдением требований нормативной документации.

6.3.19 В процессе капитального ремонта с заменой труб при производстве сварочно-монтажных работ следует соблюдать требования ВСН 006-89 и другой нормативной документации.

6.3.20 Тип защитных покрытий и конструкций изоляционных покрытий выбирается в зависимости от условий коррозионной активности грунтов, диаметра трубопровода и других условий и должен определяться проектной документацией или проектом производства работ на капитальный ремонт трубопровода и в соответствии с требованиями ГОСТ Р51164.

6.3.21 При проведении технологических операций следует проводить пооперационный контроль качества выполняемых работ согласно требованиям Правил капитального ремонта МН.

6.3.22 Применение энергии взрыва при монтажных и демонтажных работах (вырезка “катушки” и т.д.), при капитальном ремонте должно осуществляться в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации МН, Едиными правилами безопасности при взрывных работах, Инструкцией о порядке хранения, использования и учета взрывчатых материалов и другими нормативными документами.

6.3.23 Проектная, исполнительно-техническая, нормативная и оперативная документация при капитальном ремонте должна разрабатываться, создаваться и вестись на основе нормативных документов и настоящих Правил.

 

Организация ремонтных работ оборудования НПС

 

6.3.24 Выбор типа системы технического обслуживания и ремонта — по фактическому техническому состоянию или системы ППР, должен определяться ОАО МН.

6.3.25 Диагностика оборудования должна выполняться с периодичностью и в рамках, установленных нормативной документацией и раздела 5 настоящих Правил. Объем и момент начала ремонта определяется фактическим техническим состоянием оборудования.

6.3.26 Оперативность восстановления работоспособности должна устанавливаться в зависимости от степени влияния оборудования на режим и технологию перекачки.

6.3.27 Ответственность за подготовку оборудования к ремонту и его передачу в ремонт, контроль качества ремонта с применением средств технической диагностики, приемки из ремонта, а также контроль своевременного и правильного заполнения ремонтной документации возлагается на руководителей соответствующих служб НПС.

6.2.28 Ремонт оборудования НПС должен осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом или организацией, имеющей лицензию на производство ремонтных работ на НПС.

6.3.29 Оборудование после ремонта считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения обкатки (испытаний) в рабочем режиме в течение:

— 8 часов — после выполнения ремонтных работ в объеме текущего ремонта;

— 72 часов — после выполнения ремонтных работ в объеме среднего и капитального ремонта.

6.3.30 Для оборудования, прошедшего капитальный ремонт, должны быть определены сроки следующего диагностирования, послеремонтный гарантийный срок или послеремонтная гарантийная наработка в соответствии с нормативным документами.

6.3.31 Документация технического обслуживания и ремонта оборудования НПС должна содержать:

— графики планового ремонта, технического обслуживания, планового диагностирования и регламентных остановок для каждого вида оборудования;

— журнал учета ремонтов и ТО, в котором должны быть указаны: дата проведения ТО или ремонта, вид ремонта или ТО, наработка между ремонтами или ТО, время простоя оборудования, ответственный исполнитель;

— журнал учета проведения диагностирования и регламентных остановок для системы ТОР по фактическому техническому состоянию, который должен содержать: дату диагностирования и регламентной остановки, диагностируемые параметры, их значения (допустимые и реальные), решение о работоспособности, предполагаемый и выполненный объем ремонта, ответственный исполнитель планового диагностирования и регламентной остановки;

— бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ;

— акты сдачи и приемки из ремонта оборудования;

— акты результатов планового диагностирования и регламентных остановок.

Перечень, формы и сроки представления отчетной документации определяются предприятием, эксплуатирующим оборудование НПС.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *