В соответствии с подпунктом 49) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике», ПРИКАЗЫВАЮ:
1.Утвердить прилагаемый нормативный технический документ в сфере технико-экономических характеристик оборудования энергетических объектов.

5) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2), 3) и 4) настоящего пункта.

«СОГЛАСОВАН»
Министр национальной экономики
Республики Казахстан
______________ Е. Досаев
от 17 ноября 2015 год

Утвержден
приказом Министра энергетики
Республики Казахстан
от 29 октября 2015 года
№ 627
Нормативный технический документ в сфере технико-экономических характеристик оборудования энергетических объектов

1. Настоящий Нормативный технический документ в сфере технико-экономических характеристик оборудования энергетических объектов (далее – НТД) разработан в соответствии с законами Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике», от 16 июля 2001 года «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан» и определяет функции и взаимоотношения организаций, принимающих участие в выполнении пусконаладочных работ на оборудование энергетических объектов, устанавливает общий принцип организации пусконаладочных работ на оборудование энергетических объектов, их этапность и содержание по этапам, а также порядок их выполнения, определяет расценки для расчета сметной стоимости выполнения пусконаладочных работ на оборудование энергетических объектов.

2. Действие настоящего НТД распространяется на период пусконаладочных работ на оборудование энергетических объектов вплоть до приемки в эксплуатацию, и нормы настоящего НТД соблюдаются предприятиями и организациями всех форм собственности, выполняющими пусконаладочные работы на оборудование энергетических объектов Республики Казахстан.

3) опытная эксплуатация – эксплуатация средств контроля и управления, проводимая силами заказчика с целью определения готовности узлов и систем, эксплуатационного и ремонтного персонала к длительной эксплуатации с соблюдением технологических режимов и гарантированных показателей надежности. При этом выявление дефектов и неполадок производит персонал заказчика, а устранение – организация, их допустившая (строительная, монтажная, наладочная);

4) функционально-технологический узел (функциональный узел) – функционально выделенный комплекс сооружений, оборудования и устройств (конструкций, аппаратов, машин и механизмов, арматуры, трубных и электрических проводок, средств управления и контроля), объединенный процессом выполнения автономной производственно-технологической функции и в совокупности с другими функциональными узлами обеспечивающий единый процесс выпуска конечной продукции. Выделение функциональных узлов производится с целью обеспечения технологии функционально-узлового производства пусконаладочных работ для повышения их качества, организационно-технического уровня и эффективности.

1. Организация пусконаладочных работ оборудования энергетических объектов

Поузловая наладка начинается после проведения индивидуальных испытаний оборудования и продолжается до ввода оборудования в эксплуатацию.

1) для энергетических установок (объектов) с головным и экспериментальным образцами основного оборудования или для первых энергетических установок на вновь строящихся и реконструируемых объектах – с момента выхода указания (решения) заказчика о назначении головной наладочной организации, но не позднее, чем за 18 месяцев до планируемого начала периода комплексного опробования;

Необходимость в головной наладочной организации определяется заказчиком. При этом назначение головной наладочной организации производится заказчиком по согласованию с генеральным подрядчиком (далее – Генподрядчик).

Характеристики работ по организационному обеспечению ПНР приведены в приложении 1 к настоящему НТД.
Рекомендуемая форма координационного плана выполнения ПНР приведена в приложении 2 к настоящему НТД.

Характеристика работ по техническому обеспечению в период подготовки ПНР приведена в приложении 3 к настоящему НТД.
Рекомендуемые формы перечня и состава оборудования функционально-технологических узлов, а также общего технологического графика ПНР, входящих в техническое обеспечение ПНР, приведены в приложениях 4 и 5 к настоящему НТД.

График предусматривает параллельное проведение автономной наладки средств автоматизированной системы управления технологическими процессами (далее – АСУ ТП) и монтажа основного оборудования. В графике отражаются следующие организационно-технические мероприятия:

5) рациональный порядок проведения комплексной наладки, позволяющий в кратчайшие сроки завершить комплексное опробование блока (установки) и пробный пуск.
Значения минимальных сроков выполнения основных мероприятий при выполнении ПНР для энергоблоков (отдельных котельных или турбинных установок) с развитой АСУ ТП (где эти средства выполняют основные функции управления и отображения информации) приведены в приложении 7 к настоящему НТД.
2. Этапы пусконаладочных работ, организация выполнения пусконаладочных работ

4) поузловая приемка из индивидуальных испытаний оборудования функциональных узлов (включая необходимый контроль полноты и качества монтажа). В соответствии со СНиП РК 3.05-09, СНиП РК 4.04-10 и СНиП 3.05.07 для различных видов оборудования сроки этапов поэлементной приемки оборудования из монтажа и индивидуальных испытаний зависят от вида оборудования. Поузловая приемка служит для проверки готовности всего оборудования узла к поузловой наладке на момент ее начала;

5) поузловая пусковая (далее – пусковая) наладка функциональных узлов на неработающем оборудовании (далее – холодная наладка) и их опробование под нагрузкой. Сдача функциональных узлов из пусковой наладки в режим эксплуатации, в проверку строительно-монтажной готовности и в поузловую комплексную наладку на работающем оборудовании;

7) поузловая комплексная (далее – комплексная) наладка и испытание функциональных узлов, включая подсистемы АСУ ТП и оперативный контур блочного щита управления для отработки режимов оборудования. Опытная эксплуатация функционально-технологических узлов, включая систему контроля и управления, выявление и устранение дефектов, передача функциональных узлов в промышленную эксплуатацию. Проведение комплексного опробования блока (установки);

8) приемка блока (установки) в эксплуатацию осуществляется заказчиком с проведением необходимых испытаний энергооборудования и с оформлением соответствующего акта в соответствии с требованиями главы 32 Гражданского кодекса и главой 11 Закона Республики Казахстан «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан».

16. Узловая бригада организуется решением комплексной рабочей подкомиссии во время индивидуальных испытаний оборудования из числа ведущих специалистов организаций, выполняющих монтажные и наладочные работы на данном функциональном узле по договорам. Для выполнения ПНР узловой бригадой могут дополнительно привлекаться работники из состава монтажных и наладочных организаций.
Узловая бригада возглавляется бригадиром, назначаемым из числа высококвалифицированных специалистов ведущей наладочной организации по узлу, заказчика, научно-исследовательской организации или завода-изготовителя оборудования.
Бригадиры узловых бригад, а в необходимых случаях и весь состав узловой бригады, назначаются приказом заказчика или при сдаче объекта «под ключ» – генподрядчиком.
Бригадир узловой бригады и подчиненная ему бригада могут выполнять ПНР на двух и более функциональных узлах.

Указанных представителей выделяют руководители производственных подразделений соответствующих организаций по заявке председателя комплексной рабочей подкомиссии.
Председатели комплексных рабочих подкомиссий назначаются приказом заказчика, а при сдаче объектов «под ключ» – приказом генподрядчика из числа опытных и компетентных специалистов заказчика или (по согласованию с руководством) ведущих наладочных организаций по данному узлу, научно-исследовательских организаций, а также заводов-изготовителей оборудования. Один и тот же специалист может назначаться председателем двух и более комплексных рабочих подкомиссий.
Председатель комплексной рабочей подкомиссии является членом рабочей комиссии. Назначение председателей и создание комплексных рабочих подкомиссий производится в период индивидуальных испытаний оборудования.

19. Приемка и ввод объектов в эксплуатацию и создание приемочной комиссии, оговоренные в настоящем НДТ, осуществляются в соответствии с требованиями главы 32 Гражданского кодекса и главой 11 Закона Республики Казахстан «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан».

Цехи обеспечивают организацию рабочих мест для ремонтного и наладочного персонала в помещениях, выделяемых для этой цели руководством энергетического объекта.

27. Порядок приемки и индивидуальных испытаний оборудований устанавливают руководители цехов энергетического объекта совместно с соответствующими руководителями бригад головной пусконаладочной организации, руководителями подразделений строительных, монтажных и наладочных организаций, шеф-персоналом заводов-изготовителей, в соответствии с правилами, техническими регламентами, стандартами и инструкциями заводов-изготовителей.

Итогом выполнения данного этапа является оформление акта рабочей комиссии о приемке оборудования после индивидуальных испытаний по форме, предусмотренной приложением 8 к настоящему НТД.
Подача напряжения для выполнения ПНР осуществляется поставщиком электроэнергии в соответствии с Правилами устройства электроустановок, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10851).

30. Приемка функциональных узлов оборудования из монтажа и индивидуальных испытаний производится комплексно от строительных, тепломонтажных, электромонтажных и наладочных организаций с рассмотрением готовности узла, в части строительных, тепломонтажных, электромонтажных работ и индивидуальных испытаний, с рассмотрением актов на скрытые работы и документов (актов, протоколов, записей в журналах), составленных при ревизии оборудования, поэлементной приемке после индивидуальных испытаний.

3) по автономной наладке участков подсистем АСУ ТП, входящих в данный узел в объеме специального программного обеспечения подсистемы сбора и первичной обработки информации, информационной базы, подсистемы представления информации, подсистемы технологической печати программ диагностики технических средств; информационных каналов и панели размножения сигналов; шкафов подсистем управления, блокировок, защит и сигнализации; схем управления механизмами, запорной и регулирующей арматурой; шкафов подсистемы автоматического регулирования; шкафов (с проверкой их на имитаторах) подсистемы ФГУ; оперативного контура блочного щита управления и всех связей в пределах блочного щита управления.

По итогам указанной приемки оформляется акт приемки функционального узла из монтажа и индивидуальных испытаний в пусковую узловую наладку, утверждаемый главным инженером энергетического объекта. Форма акта приведена в приложении 9 к настоящему НТД.
Если в процессе приемки узла из монтажа и индивидуальных испытаний будут выявлены дефекты и недоделки, то приемка приостанавливается до их устранения.
Необходимость выполнения работ, не предусмотренных проектом, заводскими инструкциями и другими документами на ПНР, оформляется отдельным актом рабочей комиссии.

33. На этапе пусковой наладки функциональных узлов на неработающем оборудовании (холодной наладки) и их опробования под нагрузкой (с подачей напряжения, воздуха, пара, воды, масла с проведением растопок котла), поузловой приемки в последующую комплексную наладку общее техническое руководство осуществляет заместитель главного инженера энергетического объекта по эксплуатации.

39. Стадия пусковой наладки и опробования узлов оборудования заканчивается пробными пусками, в течение которых завершается корректировка уставок, отладка, проверка и включение в работу (на включенном в работу оборудовании) подсистем защит, блокировок, автоматического регулирования возбуждения, сигнализации, автоматической системы регулирования, ФГУ и подсистемы представления информации в объеме, необходимом для обеспечения безопасности и надежности проведения опробования блока (или установки) с целью проверки его строительно-монтажной готовности со взятием нагрузки, с выходом его в режим эксплуатации и комплексную наладку. В технических программах опробования функциональных узлов под нагрузкой указывается роль и работы, выполняемые эксплуатационным персоналом.

42. Завершение этапа поузловой пусковой наладки функциональных узлов на неработающем оборудовании и их опробования под нагрузкой по каждому узлу оформляется протоколом испытаний функционально-технологического узла, утверждаемым главным инженером энергетического объекта. Форма протокола приведена в приложении 11 к настоящему НТД.
Узел считается принятым для проверки строительно-монтажной готовности и в комплексную наладку, если имеются утвержденные главным инженером энергетического объекта акт приемки функционального узла из монтажа и индивидуальных испытаний в пусковую узловую наладку, указанный в пункте 32 настоящих НТД, а также протокол испытаний узла.

43. Проверка строительно-монтажной готовности пускового комплекса энергоблока или отдельного агрегата производится по специальной технической программе, предусматривающей пуск оборудования по проектным схемам. При этом для отдельного котельного агрегата предусматривается получение пара проектных параметров, а для энергоблока и отдельного турбоагрегата с генератором – синхронизация и набор электрической нагрузки.

При отсутствии головной пусконаладочной организации программу разрабатывает и утверждает заказчик, а при сдаче объекта «под ключ» – генподрядчик, привлекая к разработке программы монтажные и наладочные организации.

48. При завершении этапа поузловой комплексной наладки и испытания функциональных узлов ПНР составляется акт рабочей приемочной комиссией о приемке оборудования после проверки строительно-монтажной готовности. К акту прилагается перечень выявленных при испытаниях дефектов оборудования, монтажа и строительства, а также программа-график комплексной наладки узлов и опробования блока или отдельного агрегата. Акт утверждает руководитель заказчика. Форма акта приведена в приложении 12 к настоящему НТД.
Дефекты оборудования, строительства и монтажа, выявленные при проверке строительно-монтажной готовности пускового комплекса, устраняются до начала комплексной поузловой наладки оборудования.

В этот же период на остановленном оборудовании проводятся ремонтно-доводочные работы, устраняются дефекты, выявленные в процессе наладки узлов.

50. Программа комплексной наладки узлов предусматривает на первой стадии раздельную работу специалистов различных профессий для первоначальной наладки отдельных видов оборудования с целью обеспечения надежности установки в проектном объеме, а затем – комплексную работу узловых бригад, создаваемых на этапе приемки, под техническим руководством бригадиров.

В этот же период производится комплексная наладка подсистем АСУ ТП (включая оперативный контур блочного щита управления), их опытная эксплуатация и передача в промышленную эксплуатацию.

В период комплексной наладки проводится:

Комплексная наладка заканчивается проведением комплексного опробования оборудования с оформлением акта рабочей комиссии о приемке оборудования после комплексного опробования по форме, предусмотренной приложением 13 к настоящему НТД.

53. После завершения работ по программе-графику комплексной наладки энергоблока или отдельного агрегата и его комплексного опробования производится приемка названного оборудования в эксплуатацию. Приемка в эксплуатацию производится заказчиком с назначением в необходимых случаях контрольных опробований и испытаний в соответствии с требованиями главы 32 Гражданского кодекса и главой 11 Закона Республики Казахстан «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан».

55. При успешной приемке заказчиком энергетического объекта или установки в эксплуатацию оформляется акт о приемке объекта в соответствии с требованиями главы 32 Гражданского кодекса и главой 11 Закона Республики Казахстан «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан».
3. Распределение основных работ, выполняемых организациями, участвующими в пусконаладочных работах

В зависимости от конкретных условий возможно совмещение функций нескольких участников одной организацией.

62. Заказчик совместно с генподрядной организацией контролирует обеспечение сохранности оборудования и установок, системы экспериментального контроля, а также документации, оборудования и аппаратуры организаций, участвующих в проведении ПНР на энергетическом объекте и режим, исключающий доступ посторонних лиц.

64. Заказчик совместно с генподрядчиком разрабатывает мероприятия, обеспечивающие безопасные условия работы, и контролирует принятие мер общего характера по охране труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности на энергетическом объекте при проведении ПНР в соответствии с требованиями главы 35 Трудового Кодекса Республики Казахстан, главой 30 Экологического кодекса Республики Казахстан, Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10851).

В этом случае генподрядная организация выполняет работы и функции заказчика во взаимоотношениях со специализированными организациями, которым по договорам субподряда поручено выполнение отдельных видов или комплексов работ.

68. Головная наладочная организация обеспечивает выполнение объемов ПНР на оборудовании в соответствии с согласованным распределением объемов между привлеченными наладочными организациями, осуществление руководства в проведении предпусковых и пусковых операций на оборудовании, узлах и блоке, участие в работе приемочных комиссий.

2) координацию действий всех участников ПНР: разработку инженерного обеспечения наладочных работ, участие в разработке и согласовании совмещенного графика строительных, монтажных и наладочных работ, разработку или согласование рабочих и технических программ ПНР в соответствии с указаниями приложения 2 к настоящему НТД, участие в формировании сводных наладочных поузловых бригад, в том числе выделение из своего состава поузловых бригадиров;

6) обобщение совместно с организациями-соисполнителями результатов ПНР и на их основе – оперативную выдачу заказчику и генподрядной организации, проектным организациям и заводам-изготовителям предложений по совершенствованию технологии, схем, режимов и конструкций оборудования и наблюдение за их внедрением;

74. Выполнение ПНР производится в соответствии с объемами, согласованными с заказчиком, генподрядчиком и головной пусконаладочной организацией. Участие в поэлементной приемке и индивидуальных испытаниях оборудования, а также в приемке, пусковой, комплексной наладке и испытаниях функциональных узлов и блока в целом осуществляется в соответствии с требованиями настоящего НТД.

4) в составе узловых бригад осуществляют пусковую наладку функциональных узлов, проводят исследования на стадии комплексной наладки функциональных узлов в объеме, необходимом для обеспечения их работоспособности и определения параметров для настройки АСУ ТП, участвуют в работе приемочных комиссий и комплексных рабочих подкомиссий.

76. Производство электромонтажных работ и ПНР оборудования энергетических объектов осуществляется согласно требованиям Правил устройства электроустановок Республики Казахстан, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10851) и РД 34 РК 20/03.501/202.

Руководитель ПНР:

Руководитель бригады:

Руководитель бригады назначается из числа специалистов, имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.

Руководитель звена:

Руководитель звена назначается из числа специалистов, имеющих группу по электробезопасности не ниже III для работы на электроустановках напряжением до 1000 В и не ниже IV – напряжением выше 1000 В.

1. Расценки для расчета сметной стоимости выполнения пусконаладочных работ (Теплоэнергетическое оборудование)

1) подготовительные работы – ознакомление с заданием; изучение проектной, заводской и нормативно-технической документации; составление и согласование технической программы и договора; составление, согласование и корректировка графика проведения ПНР; проверка соответствия технологической схемы и основных характеристик оборудования требованиям законодательства Республики Казахстан в сфере электроэнергетики, стандартам заводов-изготовителей, СНиП, охраны труда, пожарной безопасности, безопасности в газовом хозяйстве; разработка предложений и рекомендаций для устранения обнаруженных в проектной документации отклонений и недоработок в целях обеспечения нормального ввода оборудования в эксплуатацию; разработка и согласование программ и схем промывки, продувки, пробных пусков, индивидуальных испытаний оборудования и трубопроводов установки (системы); разработка и согласование технологических схем–заданий на проектирование временных трубопроводов и приспособлений для ПНР; составление спецификаций на временные элементы и трубопроводы схем промывок, продувок и индивидуальных испытаний; составление перечня и определение расхода реагентов, материальных и энергоресурсов, необходимых для проведения ПНР, включая комплексное опробование; выполнение поверочных расчетов; определение режима работ, обеспечивающего испытания системы; разработка необходимых для производства ПНР мероприятий по технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности;

2) наладочные работы, проводимые до индивидуальных испытаний – внешний и внутренний осмотр всех элементов установки (системы) по отдельным технологическим узлам; проверка соответствия выполненных монтажных работ проекту, требованиям законодательства Республики Казахстан в сфере электроэнергетики, СНиП, ГОСТ; составление ведомостей выявленных дефектов и недоделок с указанием мероприятий по их устранению; контроль над устранением выявленных дефектов и недоделок; контроль над монтажом временных схем и приспособлений, обеспечивающих проведение промывок, продувок и индивидуальных испытаний оборудования и трубопроводов в требуемом режиме; проверка готовности и работоспособности отдельных элементов и технологических узлов установки (системы) и сметных систем для проведения промывок, продувок и индивидуальных испытаний; наладка вспомогательных систем, оборудования, аппаратуры, приборов и устройств, обеспечивающих проведение промывок, продувок и индивидуальных испытаний оборудования и трубопроводов установки (системы); инструктаж монтажного персонала о порядке проведения промывок, продувок и индивидуальных испытаний; проверка правильности установки, комплектности, исправности и работоспособности запорно-регулирующей арматуры;

3) наладочные работы, проводимые в период индивидуальных испытаний – техническое руководство проведением промывок, продувок и индивидуальных испытаний оборудования и трубопроводов установки (систем); технический контроль над восстановлением штатных схем, технологических систем после выполнения работ по промывке, продувке и индивидуальным испытаниям; техническое руководство проведением гидравлических испытаний после восстановления постоянных трубопроводов; техническое руководство пробными пусками установки (систем) по проектной схеме; проверка работоспособности вхолостую и в рабочем диапазоне нагрузок; проверка технологических защит и блокировок, систем управления, регулирования, контрольно-измерительных приборов; составление ведомостей недоделок и неисправностей, выявленных в период проведения промывок, продувок и индивидуальных испытаний, с указанием мероприятий по их устранению; контроль над устранением выявленных недоделок и неисправностей;

4) наладочные работы, проводимые в период комплексного опробования – разработка и согласование программы комплексного опробования; инструктаж монтажного и эксплуатационного персонала на рабочих местах о порядке проведения комплексного опробования; техническое руководство опробованием установки (системы) по штатной схеме в целях достижения проектных показателей; проверка, наладка и настройка оборудования в рабочих условиях; техническое руководство проведением комплексного опробования; составление ведомостей недоделок и неисправностей, выявленных при комплексном опробовании, с указанием мероприятий по их устранению; контроль над устранением выявленных недоделок и неисправностей; составление отчетной технической документации.

93. Расценки 7-100-1 – 7-100-3 определены для однопутного приеморазгрузочного устройства (далее – УПР) в составе: вагоноопрокидыватель, дробильно-фрезерные машины, питатели. Для двухпутного УПР затраты на ПНР определяются с коэффициентом 1,77. Затраты на ПНР на каждое последующее УПР определяются с коэффициентом 0,77. При наличии на электростанции узла приема топлива (вместо УПР) затраты на ПНР определяются по расценке 7-100-3.

94. Расценки 7-100-4 – 7-100-7 определены для конвейерной автоматизированной линии (далее – ЛКА) для подачи топлива от УПР до бункеров сырого угля, состоящей из: семи ленточных конвейеров, двухблочного дробильного устройства, устройств для перегрузки топлива, двух ступеней металлоулавливания, устройства для отбора и разделки проб топлива, двух устройств для щепоулавливания и шести устройств для промежуточной разгрузки конвейера.

95. Расценки 7-100-8 – 7-100-11 определены для автоматизированной линии подачи топлива на склад и со склада (далее – ЛКАС), состоящей из трех ленточных конвейеров до шести качающихся питателей, до шести устройств для промежуточной разгрузки конвейера, до шести телескопических труб. Затраты на каждый последующий однотипный элемент структурной схемы ЛКАС свыше указанного определяются с коэффициентом 0,1. При выполнении ПНР на перегружателях и других грузоподъемных механизмах, находящихся на складе, затраты определяются с коэффициентом 0,3 для каждого механизма.

98. Расценка 7-101-3 определена для размораживающей секции комбинированного типа на два полувагона грузоподъемностью 69 тонн, состоящей из вентиляционной установки, потолочных и боковых экранов, воздухораспределительных коробов, пароконденсатопроводов и арматуры в пределах секции. Затраты на ПНР на каждую последующую размораживающую секцию комбинированного типа определяются с коэффициентом 0,68.

99. Расценка 7-101-4 на ПНР определена для размораживающей секции радиационного типа на два полувагона грузоподъемностью 69 тонн, состоящей из потолочных, боковых и нижних излучающих экранов, бака-расширителя конденсата, пароконденсатопроводов и арматуры в пределах секции. Затраты на каждую последующую секцию радиационного типа определяются с коэффициентом 0,61.

101. Расценка 7-102-1 определена для установки, рассчитанной на одновременный слив до 20 цистерн, состоящей из межрельсовых подземных сливных лотков, приемно-сливной эстакады, гидрозатворов, фильтров-сеток, подземных приемных емкостей, перекачивающих насосов, трубопроводов и арматуры в пределах установки. Для установки, вмещающей более 20 цистерн, затраты определяются с коэффициентом 0,03 для каждой последующей цистерны сверх 20.
При подаче топлива по трубопроводу (от магистрального трубопровода или нефтебазы) и отсутствии приемно-сливной эстакады затраты для подающего трубопровода определяются с коэффициентом 0,2. ПНР на системе пожаротушения расценкой не предусмотрены.

103. Расценки 7-102-8 – 7-102-13 определены для установки, состоящей из одного насоса, одного подогревателя, трубопроводов и арматуры в пределах установки: дренажей, конденсатного насоса и бака сбора конденсата. Для каждой последующей установки к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,76, для второго и каждого последующего насоса, подогревателя – 0,15.

104. Расценки 7-102-14 – 7-102-19 определены для установки, состоящей из одного насоса первого подъема, одного фильтра грубой очистки, одного подогревателя, одного фильтра тонкой очистки, одного конденсатного насоса, бака сбора конденсата, одного дренажного насоса, дренажей, одного насоса второго подъема, эстакады трубопроводов до главного корпуса длиной 100 м, арматуры и трубопроводов в пределах установки.
Для каждой последующей установки к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,82, для второго и каждого последующего насоса первого подъема, подогревателя или насоса второго подъема – 0,15, одного конденсатного, одного дренажного насоса – 0,05; фильтра грубой или тонкой очистки – 0,03; на каждые последующие 100 м при длине эстакады трубопроводов до главного корпуса более 100 м – 0,05.
При наличии в топливе системы жидких присадок затраты на ПНР определяются с коэффициентом 1,25.

При проведении ПНР на газопроводе от газорегуляторного пункта до главного корпуса (котельной) к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,03 на каждые 100 м погонной длины.

110. В группе 130 в расценках на ПНР учтен состав работ, приведенный в технической части, а также техническое руководство опрессовкой топки, газоходов и пылепроводов котла, растопкой котла, включением котла в магистраль для параллельной работы или набором нагрузки турбогенератором при блочной схеме. При проведении ПНР на газоплотных котлах к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 1,25.

116. Расценки 7-131-1 – 7-131-8 определены для газовоздушного тракта, состоящего из дутьевых вентиляторов, дымососов, рекуперативного трубчатого воздухоподогревателя, трубопроводов и арматуры в пределах газовоздушного тракта. При отсутствии в тракте рекуперативного воздухоподогревателя к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,9.

117. Расценки 7-131-9 – 7-131-11 определены для системы, состоящей из углеразмольных мельниц, питателей сырого угля, сепараторов, трубопроводов и арматуры в пределах системы. Расценка определена для системы пылеприготовления с молотковыми мельницами или мелющими вентиляторами. При наличии в системе валковых среднеходных мельниц к расценкам следует применять коэффициент 1,10, при сушке топлива с присадкой топочных газов – 1,25.

119. Расценки 7-131-15 – 7-131-22 определены для устройства, состоящего из обдувочных приборов, аппаратов дробеочистки, трубопроводов и арматуры в пределах устройства. При наличии в устройстве только обдувочных приборов или аппаратов дробеочистки к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,6, при зольности топлива на сухую массу Ас более 35% – 1,2.

127. Расценки 7-160-9 – 7-160-12 определены для системы, состоящей из золосмесительных аппаратов, шлакоудаляющих устройств, устройств транспорта золошлакового материала внутри котельного отделения (каналов, коллекторов), золошлакоудаляющих устройств для транспорта пульпы до золоотвала (багерной насосной), насосной станции оборотного водоснабжения.

128. Расценки 7-160-13 – 7-160-16 определены для системы, состоящей из золового бункера, распределительного устройства, насосов, пневмоподъемников, золопровода с запорно-регулирующей арматурой в пределах системы, переключательных устройств, промбункера, циклонов, рукавных фильтров, дымососов, узла питания сжатым воздухом с регуляторами давления и расхода, влагомаслоотделителей.

132. Расценки 7-160-30 – 7-160-32 определены для склада, состоящего из одного силоса (бункера), пневмозагрузчиков, аспирационных вентиляторов, виброворошителей, аэрирующих устройств, ресиверов, очистителей воздуха от влаги, масла и пыли, регуляторов давления и расхода воздуха, осадительных камер, циклонов, ротоклонов (мокрых фильтров), дымососов (пылевых вентиляторов).
Для второй и каждой последующей системы аспирации к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,3, для второго и каждого последующего силоса (бункера) – 0,85, при выполнении ПНР на складе с системой аспирации с рукавным фильтром или полуавтоматизированными установками С-926 и С-925 для загрузки железнодорожных вагонов или автозоловозов – 1,2.

134. В группах 190 и 191 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также техническое руководство опробованием валоповоротного устройства, пробным набором вакуума и пробным пуском турбоагрегата, опробованием автомата безопасности; контроль над вибрационным состоянием турбоагрегата с измерением вибрации при пробном пуске и наборе мощности.

135. В группе 192 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также наладка, испытание и снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине, при работе турбин на холостом ходу и под нагрузкой; подготовка экспериментальной аппаратуры и электрических цепей к проведению динамических испытаний; техническое руководство подготовкой и проведением динамических испытаний со сбросом паровой нагрузки с номинальной мощностью турбины, со сбросом электрической нагрузки с номинальной мощностью до холостого хода или собственных нужд, с импульсной разгрузкой энергоблока.

157. В расценках 7-220-1 – 7-220-3 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также техническое руководство опробованием валоповоротного устройства, опробованием и наладкой систем газотурбинных установок (далее – ГТУ), опробованием газовой турбины от приводного механизма со снятием вибрационных характеристик, опробованием системы автоматического пуска газовой турбины; определение вибрационных характеристик при выходе турбины на самоход, холостой ход и при работе под нагрузкой.

159. В расценках 7-220-9 – 7-220-10 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также техническое руководство тарировкой форсунок, подготовкой стенда для тарировки соответствия технологической карты установки форсунок в камере сгорания; контроль над работой системы при развороте ГТУ, выходе на самоход, при работе ГТУ под нагрузкой.

160. В расценках 7-221-1 и 7-221-2 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также наладка и настройка системы зашиты, антипомпажной защиты, системы регулирования на остановленной ГТУ; испытания регулирования частоты вращения, технологических параметров ГТУ; проверка плотности стопорных и регулирующих топливных клапанов, испытание и подстройка уставок срабатывания автоматов безопасности пусковой и газовой турбины без повышения и с повышением частоты вращения ротора сверх номинальной; снятие статических характеристик системы регулирования на работающей ГТУ, контроль над работой антипомпажных устройств; испытания системы регулирования ГТУ по поддержанию заданной мощности энергоблока; определение нагрузочных характеристик системы регулирования в процессе набора энергоблоком номинальной мощности; подготовка экспериментальной аппаратуры и электрических цепей к проведению динамических испытаний системы регулирования со сбросом максимальной электрической нагрузки ГТУ с отключением генератора от сети.

Расценки определены для деаэратора повышенного давления. Для деаэратора атмосферного (вакуумного) к нормам соответствующих расценок следует применять коэффициент 0,8.

168. В расценках 7-240-1 – 7-240-12 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также техническое руководство прокачкой масла по временной и штатной схемам, настройкой регулирующих и предохранительных клапанов; контроль над очисткой фильтр-сеток; настройка работы автоматических клапанов РПД и РПМ (расценки 7-240-6, 7-240-7).

184. В расценках 7-260-7 и 7-260-8 учтен состав работ, приведенный в технической части, проверка комплектности и состояния технологического оборудования, арматуры, средств измерения; инженерный контроль при подготовке к работе компрессора, коммуникаций, средств автоматизации; наладка схемы регулирования давления водорода перед компрессором, техническое руководство опробованием оборудования на инертных средах с проверкой всех элементов технологической схемы; техническое руководство компримированием водорода в баллоны или реципиенты; проверка работы всех элементов станции при достижении номинального давления водорода.

185. В расценках 7-260-9 – 7-260-13 учтен состав работ, приведенный в технической части, проверка изоляции ячеек электролизера, комплексная проверка коммуникаций, арматуры, средств измерений; техническое руководство опробованием оборудования на инертных средах с проверкой всех узлов технологической схемы; наладка регуляторов давления водорода и кислорода на инертных средах; техническое руководство приготовлением электролита, заполнением аппаратуры электролитом и обессоленной водой, продувкой аппаратов и трубопроводов инертным газом, пробным пуском электролизера и вспомогательного оборудования; корректировка работы регуляторов давления на рабочих средах; проверка чистоты газов при нагрузках 25, 50, 75 и 100% номинальной; проверка работы гидростатической системы поддержания уровней электролита и воды в системе при нагрузках 25, 50, 75 и 100% номинальной и давлении газов 1,5 и 10 кгс/см2; контроль равномерности охлаждения ячеек электролизера и разности потенциалов различных элементов, находящихся под напряжением.

191. Расценки 7-260-9 – 7-260-13 определены для установки, состоящей из одного электролизера фильтр-прессного типа, разделительной колонки, газоотделителей, регуляторов давления, совмещенных с промывателем, теплообменника для электролита, насоса-дозатора, ресиверов, трубопроводов и арматуры в пределах установки. Для установки, состоящей из двух и более электролизеров, затраты для второго и каждого последующего электролизера определяются с коэффициентом 0,8.

17) участие в приготовлении рабочего раствора реагента пассивирующего и нейтрализующего растворов, определение концентрации реагента, участие в организации химического контроля; техническое руководство водной промывкой контура технической водой, проведением кислотной очистки, вытеснением кислотного раствора технической водой, обменом технической воды на обессоленную;

200. Расценки 7-271-1 – 7-271-4 определены для проведения предпусковой химической очистки промываемого контура в составе: экранные поверхности нагрева, пароперегреватели, экономайзеры, трубопроводы в пределах котла, паропроводы свежего пара и пара промперегрева, конденсатно-питательный тракт, деаэратор с трубопроводами и арматурой.

213. Расценка 7-285-8 определена для установки, состоящей из компрессоров, холодильников, I и II ступеней лубрикаторов смазки цилиндров, фильтров на стороне всасывания компрессора, установки промывки и пропитки фильтров на стороне всасывания предохранительных клапанов, трубопроводов и арматуры в пределах установки.

217. В расценках группы 290 учтен состав работ, приведенный в технической части, а также проверка качества антикоррозионных покрытий; техническое руководство загрузкой устройств предочистки фильтрующими материалами; подготовка технологической схемы установки к электроиспытаниям; участие в электрических испытаниях для определения работоспособности схемы электрического питания электродиализаторов и приборов автоматики; проверка солесъема по электродиализаторам за один проход воды при различных напряжениях.

219. В расценках 7-291-10 – 7-291-27, 7-291-34 – 7-291-39, 7-297-26 – 7-297-28 учтен состав работ, приведенный в технической части, проверка качества антикоррозионных покрытий; контроль над загрузкой сыпучих реагентов, приготовлением рабочих растворов коагулянта, известкового молока, щелочи, кислоты, полиакриламида; подбор оптимальных доз реагентов.

220. В расценках 7-292-1 – 7-292-30, 7-293-1 – 7-293-48, 7-294-1 – 7-294-3, 7-295-7 – 7-295-12 учтен состав работ, приведенный в технической части, проверка качества антикоррозионных покрытий, контроль над загрузкой, отмывкой и регенерацией фильтрующих и ионообменных материалов, приготовлением рабочего раствора реагента.

227. В расценках группы 291 учтен состав работ, приведенный в технической части, определение биоорганизмов, вызывающих загрязнение трактов технического водоснабжения; определение качества подпиточной и циркуляционной воды; выполнение гидрохимических расчетов по установлению накипеобразующих свойств воды; определение дозы реагента; контроль над установлением стабильного гидрохимического режима в циркуляционной системе (наблюдение за достижением предельной концентрации солей; обработка данных химических анализов добавочной и циркуляционной воды; определение степени упаривания, расхода продувки, подпитки); определение фактического режима обработки воды.

228. Расценки 7-290-1 – 7-290-2 определены для установки, состоящей из электродиализной установки, баков исходной воды, рассола, дилюата; механических ловушек, декарбонизаторов; фильтров тонкой очистки; бака-мерника кислоты, насосов исходной воды, рассола, дилюата, трубопроводов и арматуры в пределах установки.

229. Расценки 7-290-3 – 7-290-6 определены для установки, состоящей из электродиализной обессоливающей установки, баков исходной воды, рассола, дилюата, декарбонизатора, механических ловушек, фильтров тонкой очистки, насосов исходной воды, рассола, дилюата, трубопроводов и арматуры в пределах установки.

230. Расценки 7-290-7 и 7-290-8 определены для установки, состоящей из электродиализной концентрирующей установки, осветлителя, баков исходной воды, рассола (концентрата), дилюата, механических ловушек, фильтров тонкой очистки, узла обработки воды активными пылевидными углями, насосов исходной воды, рассола (концентрата), трубопроводов и арматуры в пределах установки.

231. Расценки 7-290-9 и 7-290-10 определены для установки, состоящей из электродиализной установки для получения кислоты и щелочи, механических ловушек, фильтров тонкой очистки, узла повторного использования кислоты и щелочи, насосов исходной воды, щелочи, дилюата, трубопроводов и арматуры в пределах установки.

243. Расценки 7-296-1 – 7-296-4 определены для установки, состоящей из электромагнитных фильтров, фильтров смешанного действия, фильтров-регенераторов, насосов, насосов-дозаторов, баков, трубопроводов и арматуры в пределах установки. При наличии в установке только фильтров смешанного действия к расценкам следует применять коэффициент 0,7.

244. Расценки 7-296-5 – 7-296-8 определены для установки, состоящей из механических насыпных фильтров, фильтров смешанного действия, фильтров-регенераторов, баков растворов реагентов, насосов-дозаторов, насосов, трубопроводов и арматуры в пределах установки. Для установки с катионитными фильтрами и фильтрами смешанного действия к расценке следует применять коэффициент 1,1.

256. В расценках группы 330 учтен состав работ, приведенный в технической части, проверка плотности оборудования, проходок трубопроводов через стены зданий и сооружений по действующим инструкциям и методикам; проверка гидросооружений на гидравлическую плотность: тарировка каналов для определения расходов воды и контроля состояния каналов, определение потерь напора в каналах; определение фактических режимов совместной работы системы с насосными установками.

257. В расценках 7-331-1 – 7-331-3 учтен состав работ, приведенный в технической части, контроль над креплением берегов и откосов водохранилища с проверкой технологии крепления и применяемых материалов; контроль над заполнением водохранилища; проверка фактической фильтрации плотин, пропускной способности паводкового водосброса.

260. В расценках группы 332 учтен состав работ, приведенный в технической части, техническое руководство промывкой маслосистем электродвигателей, систем охлаждения масла и смазки подшипников; контроль над приемкой масла в маслобак: проверка уровня масла в маслованнах подшипников; контроль и регулирование напора; измерение уровней масла.

265. Расценки 7-331-7 – 7-331-9 определены для одной секции вентиляторной градирни, состоящей из вентилятора с тихоходным электродвигателем, вытяжной башни, водосборного бассейна, водораспределительного, оросительного, противообледенительного, водоочистного устройств; системы дренажа, трубопроводов и арматуры в пределах секции. Расценка ПНР на каждой последующей секции определяется с коэффициентом 0,9.

266. Расценка 7-331-10 определена для установки, состоящей из вытяжной башни, охладительных радиаторных колонн, жалюзийных устройств, баков для заполнения и опорожнения секторов теплообменников, устройства для поддержания избыточного давления конденсата в верхних точках дельт, дренажной систем, трубопроводов и арматуры в пределах установки.

267. Расценки 7-331-11 и 7-331-12 определены для односекционного брызгального устройства, состоящего из бассейна, брызгальных установок, разбрызгивающих устройств, дренажной систем, трубопроводов и арматуры в пределах устройства. Нормы затрат на ПНР на каждой последующей секции определяются с коэффициентом 0,9.

268. Расценки 7-332-1 – 7-332-7 определены для насосной станции, состоящей из одного насоса со всем вспомогательным оборудованием (насос подачи масла, система маслоснабжения, насосы откачки дренажных вод и опорожнения приемных камер, водоочистная вращающаяся сетка и система ее промывки, насос промывки вращающейся сетки, сороудерживающая решетка), арматуры и трубопроводов в пределах станции. При проведении ПНР на насосной станции с большим количеством насосов нормы затрат для каждого последующего насоса определяются с коэффициентом 0,9.

281. Расценки 7-410-1 – 7-410-7, 7-411-1, 7-411-2 определены для котлов паровых стационарных барабанных и прямоточных, работающих на жидком, твердом и газообразном топливе, включая топочные камеры, пароперегреватели, водяные экономайзеры, воздухоподогреватели, регуляторы питания, газовоздушный тракт, тягодутьевые установки (дымососы, вентиляторы с дистанционными приводами), устройства для очистки наружных поверхностей нагрева, газовое оборудование и газопроводы с арматурой, горелочными устройствами и защитнозапальными устройствами, трубопроводы в пределах котла с арматурой. Кроме того по расценкам 7-410-1, 7-410-2 дополнительно учтены стационарные трубопроводы котельного отделения.

284. Расценки 7-420-1 – 7-420-13 определены для турбин паровых стационарных с конденсаторами, испарительными и паропреобразовательными установками, насосами и конденсатоотводчиками, охладителями, системой парораспределения и защиты, маслосистемой машинного зала с масляными насосами, установкой для обработки турбинных и трансформаторных масел, системой охлаждения турбогенераторов, трубопроводами в пределах турбины, арматурой. Кроме того по расценкам 7-420-1 и 7-420-4 дополнительно учтены стационарные трубопроводы в пределах машинного зала и наружные с арматурой.

Приложение 1
к Нормативному техническому
документу в сфере технико-
экономических характеристик
оборудования энергетических объектов
Характеристика работ по организационному обеспечению пусконаладочных работ
Наименование работы
Характеристика работы
Составление координационного плана выполнения ПНР
Координационный план выполнения ПНР разрабатывается заказчиком и головной пусконаладочной организацией, а при сдаче объекта «под ключ» – генподрядной организацией и головной наладочной организацией. В координационном плане перечисляются все пусконаладочные работы, исполнители, соисполнители и сметные стоимости ПНР. Не позднее, чем за 12–18 месяцев до начала комплексного опробования энергетического объекта (установки), заказчик совместно с головной пусконаладочной организацией согласовывает координационный план выполнения ПНР со всеми организациями, участвующими в ПНР, и утверждает его
Разработка сметной документации
Сметная документация на ПНР разрабатывается в соответствии с настоящим НТД и СН РК 8.02-17-2006 заказчиком и головной наладочной организацией совместно с подрядными организациями, привлеченными к выполнению ПНР
Заключение договоров подряда на производство ПНР
Заказчик, а при сдаче «под ключ» генподрядная организация, заключает договор подряда на производство ПНР с головной наладочной организацией, а при ее отсутствии – со всеми пусконаладочными организациями.
Договоры подряда на производство ПНР заключаются на все работы, определенные координационным планом ПНР.
Организации, заключившие договор подряда на производство ПНР, привлекают при необходимости на выполняемые ими работы по договору субподряда другие организации и ответственны перед заказчиком за все работы, в том числе выполняемые привлеченными организациями
Финансирование ПНР
Заказчик открывает финансирование ПНР в сроки, обеспечивающие расчеты с привлеченными пусконаладочными организациями со стадии подготовки к производству пусконаладочных работ до завершения пусконаладочных работ оборудования

Приложение 2
к Нормативному техническому
документу в сфере технико-
экономических характеристик
оборудования энергетических объектов
Рекомендуемая форма координационного плана выполнения пусконаладочных работ
По _______________________________________________________________
(наименование оборудования и объекта)
№
Наименование работы
Организация - исполнитель и соисполнители
Срок начала работы,
месяц, год
Срок окончания работы,
месяц, год
Объем работ по каждому исполнителю,
тысяч тенге.
Примечание
1
2
3
4
5
6
7

Приложение 3
к Нормативному техническому
документу в сфере технико-экономических
характеристик оборудования энергетических объектов
Характеристика работ по техническому обеспечению

Проект ПНР выполняется генеральной проектирующей организацией с целью определения номенклатуры и регламентации работ и их обеспечения.
Проектирующая организация может заключить договор подряда на разработку проекта ПНР с пусконаладочными организациями.
Проект ПНР включает:

Пусконаладочные организации ознакамливаются с проектом и документацией заводов-изготовителей с целью подготовки к производству ПНР, используя документацию, переданную им заказчиком, а также документацию, имеющуюся в распоряжении заказчика, проектной, монтажной и других организаций.
Анализ проекта выполняется заказчиком (эксплуатирующей организацией) с целью выявления его недостатков. Заказчик заключает договоры надзора на анализ проекта с головной наладочной организацией, а при ее отсутствии – со специализированными пусконаладочными организациями, которые по характеру своей деятельности могут его выполнять.
Результатом анализа проекта является перечень замечаний с разработанными мероприятиями и предложениями по их устранению, который заказчик передает генеральной проектирующей организации.

Пусконаладочная документация разрабатывается заказчиком совместно с головной наладочной организацией, а при ее отсутствии с другими подрядными пусконаладочными организациями.
Пусконаладочная документация включает:

Организации-разработчики согласовывают пусконаладочную документацию с организациями, участвующими в ПНР и заводами-изготовителями.
Согласованная пусконаладочная документация (кроме общего графика ПНР) утверждается техническим руководителем пусконаладочной организации и принимается заказчиком в производство. Общий график ПНР утверждается заказчиком.