Типовые нормативы численности рабочих нефтегазодобывающих управлений нефтяной промышленности (утв. Министерством нефтяной промышленности СССР 10 августа 1987 г.)

Настоящий сборник разработан Нормативно-исследовательской станцией объединения Татнефть под методическим руководством лаборатории научных основ нормирования труда ВНИИОЭНГ при участии всех нормативно-исследовательских станций нефтегазодобывающих объединений.

Нормативы численности рекомендуются для определения численности рабочих, необходимой нефтегазодобывающим управлениям (НГДУ) для выполнения заданных объемов работ, для расстановки исполнителей по рабочим местам и для составления нормированных заданий рабочим-повременщикам.

Приведенные в сборнике нормативы численности рабочих разработаны по вариантам организации выполнения одноименных работ. В случае несоответствия приведенных в сборнике условий организации (объемов) выполнения работ, предприятиям рекомендуется на базе методик, приведенных в сборнике, разрабатывать и утверждать местные нормативы численности.

С введением настоящего сборника отменяется ранее действовавший в отрасли сборник "Типовые нормативы численности и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений", - М., ВНИИОЭНГ, 1975.

Заместитель Министра нефтяной промышленности СССР

Н.И. Кархалев

Приложения

Приложение 1

Нормы времени на обслуживание наземного оборудования скважин

Выполняемая работа	Единица измерения	Норма времени, чел.-мин	Объекты нетелемеханизированные		Объекты телемеханизированные
			Количество работ в год	Нормы времени на (голодной объем работ, чел.-мин	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин
1	2	3	4	5	6	7
1. Глубиннонасосная эксплуатация скважин
1. Внешний осмотр СКН, проверка нагрева полированного штока, редуктора, исправности канатной подвески, проверка заземлений, состояния всех ограждений (наружного, КШМ и др,)	1 скв.	2,8	365	1022,0	182,5	511,0
2. Проверка подачи нефти глубинным насосом, снятие показаний, манометров	-"-	4,1	182,5	748,2	182,5	748,25
3. Проверка наличия масла в редукторе (с остановкой и запуском СКН)	1 редуктор	3,3	48	158,4	48	158,4
4. Подтяжка тексропных ремней (с остановкой и запуском СКН)	1 эл. дв.	3,9	12	46,8	12	46,8
5. Смена тексропных ремней в случае непригодности	-"-	11,9	1	11,9	1	11,9
6. Подтяжка устьевого сальника СУСГ (ликвидация утечки жидкости)	1СУСГ	2,8	182,5	511,0	182,5	511,0
7. Смена сальниковой набивки СУСГ (без стравливания затрубного газа, нормируется отдельно)	-"-	28,6	24	686,4	24	686,4
8. Протирка арматуры скважины от нефти, грязи	1 скв.	7,1	40	284,0	40	284,0
9. Ликвидация замазученности территории вокруг устья скважины (вручную)	1 скв.	13,3	36	478,8	36	476,8
10. Мытье устьевого оборудования и станка-качалки:
а) паром	-"-	35,4	6	212,4	6	212,4
б) моющими средствами	-"-	10,9	6	65,4	6	65,4
11. Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля)	1 кран	2,7	5	13,5	5	13,5
12. Смена пробоотборного крана (вентиля) (со стравливанием газа, закрытием задвижки)	-"-	13,2	1	13,2	1	13,2
13. Смена сальниковой набивки пробоотборного крана (вентиля) (со стравливанием газа, отключением, запуском в работу)	-"-	13,0	1	13,0	1	13,0
14. Смена уплотнительных прокладок фланцевых соединений на устье скважины (со стравливанием газа, отключением, запуском в работу)	1 скв.	40,0	1	40,0	1	40,0
15. Проверка ключом состояния крепления задвижка и фланцевых соединений на устье скважины и на выкидной линии, подтягивание болтов фланцевых соединений	-"-	3,9	12	46,8	12	46,8
16. Смена сальниковой набивки на задвижках устья скважины и выкидной линии	-"-	28,3	2	56,6	2	56,6
17. Проверка состояния электродвигателя и пускового устройства	-"-	2,0	365	730,0	182,5	365,0
18. Подтягивание сальников на задвижках устья скважины и выкидной линии	1 скв.	1,1	12	13,2	12	13,2
19. Набивка смазки и задвижки (краны) фонтанной арматуры (обвязки устья скважины)	1 кран	7,5	12	90,0	12	90,0
20. Проверка состояния задвижек в нефтяных и газовых колодцах на нефтепроводе	-"-	3,6	4	14,4	4	14,4
21. Смена манометров (на буфере или на выкиде) - 2 манометра	-"-	2,2	2	4,4	2	4,4
22. Проверка манометров контрольным прибором	-"-	7,6	2	15,2	2	15,2
23. Подготовка скважины к исследовательским работам, к ПРС	-"-	4,9	2	9,8	2	9,8
24. Проверка работы штанговращателя и его наладка	1 штанго вращатель	8,6	12	103,2	12	103,2
25. Подвязка поводка штанговращателя, установка и крепление	-"-	14,5	12	174,0	2	174,0
26. Участие в планировке площадок вокруг скважины механизированным способом	1 скв.	8,4	1	18,4	1	18,4
27. Планировка территории вокруг устья скважины вручную	-"-	28,4	2	56,8	2	56,8
28. Покраска арматуры вручную	-"-	75,0	1	75,0	1	75,0
29. Покраска оборудования СК вручную	-"-	360	0,3	108,0	0,3	108,0
30. Участие в уравновешивании СК передвижением роторных противовесов	-"-	65,4	2	130,8	2	130,8
31. Участие в уравновешивании СК с изменением числа роторных противовесов	1 скв.	144	2	288,0	2	288,0
32. Установка заглушки на задвижку (без стравливания газа)	1 скв.	2,3	1	2,3	1	2,3
Итого:					6241,95	5366,35
2. Эксплуатация скважин электропогружными насосами
1. Внешний осмотр: станции управления, автотрансформатора, оборудования на устье скважины, осмотр эл. кабеля от СУ до устья скважины, проверка состояния сальника на месте ввода эл.кабеля в скважину, проверка заземления металлических частей	1 скв.	2,5	365	912,5	182,5	456,25
2. Подтягивание сальника на месте ввода электрокабеля	-"-	2,5	5	12,5	5	12,5
3. Снятие показаний манометров	-"-	2,6	365	949	182,5	474,5
4. Проверка ключом состояния крепления задвижек и фланцевых соединений на устье скважины и на выкидной линии, подтягивание болтов	-"-	3,9	12	46,8	12	46,8
5. Подтягивание сальников на задвижках на устье скважины и на выкидной линии	-"-	1,1	12	13,2	12	13,2
6. Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля)	1 кран	2,7	5	13,5	5	13,5
7. Смена сальниковой набивки на задвижках устья скважины и выкидной линии	1 скв.	28,3	2	56,6	2	56,6
8. Смена сальниковой набивки пробоотборного крана (вентиля)	1 кран	13,0	1	13,0	1	13,0
9. Смена пробоотборного крана (вентиля)	-"-	13,2	1	13,2	1	13,2
10. Смена манометров (на буфере или на викидной линии)	1 скв.	0,2	2	4,4	2	4,4
11. Смена уплотнительных прокладок на фланцевых соединениях на устье скважины и выкидной линии	1 соед.	40,0	4	160,0	4	160,0
12. Смена буферного патрубка (лубрикатора)	1 лубр.	20,0	1	20,0	1	20,0
13. Протирка фонтанной арматуры от грязи и нефти	1 скв.	12,1	12	145,2	12	145,2
14. Мытье фонтанной арматуры:
моющими средствами.	-"-	50,0	1	50,0	1	50,0
паром	-"-	43,8	1	43,8	1	43,8
15. Ликвидация замазученности вокруг устья скважины вручную	-"-	13,3	36	478,8	36	478,8
16. Планировка площадки вокруг устья скважины вручную	-"-	28,4	2	56,8	2	56,8
17. Проверка манометров контрольным прибором	-"-	7,6	2	15,2	2	15,2
13. Набивка смазки в задвижки (краны) фонтанной арматуры	-"-	7,5	12	90,0	12	90,0
19. Участие в планировке площадки вокруг устья скважины механизированным способом	-"-	18,4	1	18,4	1	18,4
20. Подготовка скважин к исследовательским работам, к ПРС	-"-	4,9	2	9,8	2	9,8
21. Покраска устьевого оборудования вручную	1 скв.	61,2	1	61,2	1	61,2
22. Смена сальниковой набивки на головке лубрикатора	1 скв.	27,0	3	81,0	3	81,0
23. Установка заглушек (без стравливания давления газа)	-"-	2,3	1	2,3	1	2,3
24. Очистка колонной головки	-"-	11,5	2	23,0	2	23,0
Итого:				3290,2		2359,45
3. Фонтанная эксплуатация скважин
1. Внешний осмотр и проверка состояния оборудования на устье скважины, проверка подачи нефти в выкидную линию	1 скв.	1,7	365	620,5	182,5	310,25
2. Остальные работы согласно пунктам (3-24), приведенным для скважины, оборудованной ЭЦН	-"-			2365,2		1890,7
Итого:				2985,7		2200,95
4. Газлифтная эксплуатация скважин
1. Внешний осмотр и проверка состояния оборудования на устье скважины, проверка подачи нефти в выкидную линию	1 скв.	1,7	1095	1861,5	365	620,5
2. Внешний осмотр и проверка состояния газовой линии от газоманифольда до скважины	-"-	1,4	1005	1533,0	365	511.0
3. Снятие показаний манометров , , ) Замер расхода газа и температуры	-"-	3,0	1095	3286,0	365	1005,0
4. Проверки ключом состояния крепления задвижек и фланцевых соединений на устье скважины (17 соединений)	1 скв.	61,2	52	3182,4	52	3182,4
5. Подтягивание сальников на задвижках на устье скважины, выкидной и газовой линиях (8 задвижек)	-"-	8,0	12	96,0	12	96,0
6. Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля)	1 кран	3,0	5	15,0	5	15,0
7. Смена сальниковой набивки на задвижках на устье скважины, выкидной и газовой линиях с остановкой скважины и стравливанием давления (8 задвижек)	1 скв.	63,4	2	126,8	2	126,8
8. Очистка колонной головки моющими средствами	1 голов.	11,5	2	23,0	2	23,0
9. Смена сальниковой набивки пробоотборного крана (вентиля)	1 кран	10,8	2	21,6	2	21,6
10. Смена пробоотборного крана (вентиля)	-"-	12,2	1	12,2	1	12,2
11. Смена манометров на скважине (4 манометра)	1 скв.	13,6	2	27,2	2	27,2
12. Протирка фонтанной арматуры и выкидной линии от грязи и нефти	-"-	19,5	12	234,0	12	234,0
13. Мытье фонтанной арматуры моющими средствами	-"-	50,0	2	100,0	2	100,0
14. Мытье фонтанной арматуры паром	-"-	43,8	4	175,2	4	175,2
15. Ликвидация замазученности на устье скважины вручную	1 скв.	8,8	36	316,8	36	316,8
16. Покраска арматуры и выкидной линии	-"-	74,8	1	74,8	1	74,8
17. Планировка площадки вокруг устья скважины вручную	1 скв.	17,6	2	35,2	2	35,2
18. Продувка газовой линии	-"-	19,7	4	78,8	4	78,8
19. Участие в смене задвижек на устье скважины и выкидной линии (1 раз в 6 лет)	-"-	163,5	-"-	27,3	-"-	27,3
20. Смена уплотнительных прокладок на фланцевых соединениях на устье скважины, выкидной и газовой линиях	-"-	37,2	4	148,8	4	148,8
21. Установка заглушек со стравливанием газа	-"-	30,5	1	30,5	1	30,5
22. Смена сальниковой набивки на головке лубрикатора	1 лубр.	27,0	3	81,0	3	81,0
23. Набивка смазки в задвижки (краны) арматуры скважины	1 скв.	11,3	12	135,6	12	135,6
24. Проверка манометров контрольным прибором	-"-	5,0	2	10,0	2	10,0
ИТОГО:				11631,7		7178,7

Приложение 2

Нормы времени на выполнение специфических и сезонных работ, характерных для отдельных нефтяных районов

Выполняемая работа		Нормы времени на выполнение одной работы, чел.-мин
1		2
	А. СПЕЦИФИЧЕСКИЕ РАБОТЫ
Для скважин с интенсивным отложением парафина
1.	Участие оператора в пропаривании арматуры, выкидной линии и трапа от парафина (после проведения ПРС, КРС и перед покраской)	75,0
2.	Участие оператора в закачке конденсата, химреагента в скважину	70,0
3.	Очистка нефтепроводов от парафина при помощи резиновых "торпед" (пуск "торпед" от скважины и прием на групповой установке	30,0
4.	Участие оператора в пропаривании НКТ и штанг при работающем ШНГ	205,0
5.	Участие оператора в промывке скважины горячей нефтью	120,0
Для скважин с интенсивным отложением песка
6.	Участие оператора в промывке выкидной линии от песка	41,9
7.	Подготовка скважины для промывки от песчаной пробки	70,3
Для скважин с большим газовым фактором
8.	Продувка газовой линии на скважине	10,2
9.	Снижение давления газа в затрубном пространстве	6,8
10.	Зажигание газового факела (на скважине, СУ, АГЗУ)	4,9
11.	Разница газового шлейфа и затрубного пространства при остановке газлифтной скважины	30
12.	Участие оператора в перезапуске газлифтной скважины	18
13.	Ликвидация гидратных пробок в газопроводе газлифтной скважины	90
Б. СЕЗОННЫЕ РАБОТЫ
1.	Участие оператора в очистке территории скважины от снега, планировке с помощью спецтехники	37,0
2.	Участие оператора в очистке подъездных путей в скважине, замерной установке с помощью спецтехники	135,0
3.	Очистка настила арматурной площадки от снега вручную	15,0
4.	Очистка от снега подходов к ГЗУ "Спутник" вручную	30,0
5.	Прополка травы на обваловке групповой установки 4 раза в год	144,0
6.	Скашивание травы вокруг объекта (скважина, групповая установка) - 1 раз в год	120,0
7.	Очистка устья, скважины от песчаных заносов вручную	60,0
В. ОБЩИЕ РАБОТЫ
1.	Замена настила арматурной площадки (после проведения КРС и ПРС)	37,2
2.	Ремонт настила арматурной площадки	23,0

Приложение 3

Нормы времени на обслуживание установки для депарафинизации скважин

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы, чел.- мин	Количество работ в год на одной установке при условии производства спусков и подъемов скребка			Нормы времени на годовой объем работ, чел,-мин, на 1 одной установке при условии производства спусков и подъемов скребка
			реже 1 раза в сутки	1 раз в сутки	1 раз в смену	реже 1 раза в сутки	1 раз в сутки	1 раз в смену
1		2	3	4	5	6	7	8
Обслуживание ручной лебедки
1.	Профилактический ремонт скребка и перезарядка	27,5	4,9	6,6	10,0	134,8	181,5	275,0
2.	Смена скребка	26,0	1,0	1,3	2,0	26,0	33,8	52,0
3.	Смена лубрикатора	54,0	0,8	1,0	1,5	43,2	54,0	81,0
4.	Смена сальникового уплотнения лубрикатора и спуск давления через вентиль	20,0	10,0	12,0	20,0	200,0	240,0	400,0
5.	Смена скребковой проволоки (1200 м)	79,0	0,5	0,7	1,0	39,5	55,3	79,0
6.	Смена головки лубрикатора	26,0	0,8	0,9	1,3	20,8	23,4	33,8
7.	Смена вращающихся частей лебедки	2,0	9,0	9,0	9,0	18,0	18,0	18,0
	Итого:	-	-	-	-	482,3	606,0	938,8
Обслуживание полуавтоматической установки
1.	Профилактический ремонт скребка и перезарядка	27,5	4,9	6,6	10,0	134,8	181,5	275,0
2.	Смена скребка	26,0	0,8	1,1	1,7	20,0	28,0	44,2
3.	Смена стаканной проволоки	34,8	4,5	6,0	9,0	156,6	203,8	313,2
4.	Смена головки лубрикатора	26,0	0,4	0,9	1,3	10,4	23,4	33,8
5.	Смена лубрикатора	54,0	0,7	1,0	1,5	37,8	54,0	81,0
6.	Смена сальникового уплотнения лубрикатора и спуск давления через вентиль	20,0	10,3	13,5	20,5	206,0	270,0	410,0
7.	Смена скребковой проволоки (1200 м)	79,0	0,5	0,6	1,0	39,5	47,4	79,0
8.	Смена масла в редукторе лебедки	10,0	1,0	1,0	1,0	10,0	10,0	10,0
	Итого:	-	-	-	-	615,9	823,7	1246,2

Приложение 4

Нормы времени на спуск и подъем скребка различными установками для депарафинизации скважин

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин		Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин
		спуск и подъем на 100 м	на каждые последующие 100 м		спуск и подъем на 100 м	на каждые последующие 100 м
1		2	3	4	5	6
Спустить и поднять скребки при помощи установки:
А. Лифт неостеклованный
1.	Ручной, лебедки	8,6	4,6	365	3139	1679
2.	Полуавтоматической	8,6	1,6	365	3139	584
3.	Автоматической (контрольный спуск-подъем)	8,6	1,6	24	206,4	38,4
Б. Лифт остеклованный, покрытый бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами
1.	Ручной лебедки	8,6	4,6	24	206,4	110,4
2.	Полуавтоматической	8,6	1,6	24	206,4	38,4
3.	Автоматической	8,6	1,6	24	206,4	38,4

Приложение 5

Нормы времени на обслуживание групповой установки для сбора и замера жидкости

Выполняемая работа		Единица измерения	Норма времени на выполнение одной работы, чел.- мин.	Нетелемеханизированная установка		Телемеханизированная установка
				Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.- мин.	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.- мин.
1		2	3	4	5	6	7
1.	Проверка работы гидроциклонной головки и дебитометра, булитов, регулятора	ГЗУ ГЗНУ	8,4	365	3066,0	182,5	1533,0
2.	Проверка состояния гребенки и подачи н/газовой смеси из скважины	-"-	3,2	365	1168,0	182,5	584,0
3.	Осмотр насосных агрегатов, проверка наличия смазки и доливка, проверка работы разгрузочного устройства по температуре на выкиде	ГЗНУ	3,3	365	1204,5	182,5	602,25
4.	Набивка сальников насосов	-"-	25,1	24	602,4	24	602,4
5.	Смена манометра	ГЗУ, ГЗНУ	2,2	3	6,6	3	6,6
6.	Снятие показаний манометров	-"-	3,3	365	1204,5	182,5	602,25
7.	Снятие показаний счетчиков	-"-	3,8	365	1387	182,5	693,5
8.	Очистка ГУ от замазученности	-"-	19,6	24	470,4	24	470,4
9.	Набивка сальника на задвижках	ГЗУ, ГЗНУ	33,2	20	664,0	20	664,0
10.	Смена пробоотборного крана	ГЗУ, ГЗНУ	13,2	1	13,2	1	13,2
11.	Проверка состояния задвижек нефтяных и газовых колодцев	-"-	3,6	4	14,4	4	14,4
12.	Уборка помещений насосной	ГЗНУ	13,5	182,5	2463,75	182,5	2463,75
13.	Проверка состояния ППК, ПСМ, проверка работы вентилятора	ГЗУ, ГЗНУ	3,2	365	1168,0	182,5	584,0
14.	Подтягивание болтов фланцевых соединений	-"-	6,9	24	165,6	24	165,6
15.	Смена прокладки на фланцевых соединениях	-"-	40,0	12	480,0	12	480,0
16.	Всего на обслуживание ГЗНУ	-	-	-	14078,35	-	9479,35
	Всего на обслуживание ГЗУ типа "Спутник" (п.п. 1-2, 5-11, 13-15)	-	-	-	9807,7	-	5810,95

Приложение 6

Нормы времени на обслуживание индивидуальной установки для сбора и замера жидкости

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной работы, чел,-мин	Нетелемеханизированная установка		Телемеханизированная установка
			Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин.
1		2	3	4	5	6
1.	Осмотр установки, проверка регулятора уровня и предохранительного клапана, уровня нефти в мернике	3	365	1095	182,5	547
2.	Очистка наружной поверхности мерника	120,0	0,5	60	0,5	60
	Итого:	-	-	1155	-	607
20% на прочие и непредвиденные работы		-	-	231		121,4
Всего на обслуживание		-	-	1386		728,4

Приложение 7

Нормы времени на откачку жидкости из мерника

Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин
Откачка жидкости:
а) неавтоматизированным насосом в присутствии оператора	10*	365	3650,0
б) автоматизированным насосом с включением автомата откачки (подогрев зимой)	6	365	2190,0

______________________________

* При более продолжительной откачке наблюдение за откачкой совмещается с другими работами.

Приложение 8

Нормы времени на обслуживание дозаторной установки (емкостью 200 л)

Выполняемая работа		Единица измерения	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин	Нетелемеханизированные объекты		Телемеханизированные объекты
				Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ чел.-мин	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин
1.	Внешний осмотр дозаторных установок	1 уст.	2,0	365	730,0	182,5	365,0
2.	Контроль за работой насосов (проверка подачи химреагента в нефтепровод)	1 уст.	3,3	365	1387,0	182,5	693,5
3.	Проверка (замер) уровня реагента в емкости, регулировка расхода	-"-	3,5	36	126,0	36	126,0
4.	Заправка емкости реагентом	-"-	44,1	24	1058,4	24	1058,4
	Итого:	-	-	-	3301,4		2242,9

Приложение 9

Нормы времени на обслуживание нефтяного колодца

Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин	Кол-во работ, в год	Норма времени на годовой объем работ, чел.-мин
Обслуживание нефтяного колодца:
с ручным приводом	2	36	72
с электроприводом	2,7	36	97,2

Приложение 10

Нормы времени на обслуживание контрольных, пьезометрических и бездействующих скважин

Выполняемая работа		Нормы времени на выполнение одной работы, чел.-мин	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин
	Обслуживание контрольных и пьезометрических скважин
1.	Внешний осмотр скважин	1,7	122	207,4
2.	Подтягивание сальника на задвижке	3,2	12	38,4
3.	Смена манометра (2 манометра)	6,8	4	27,2
4.	Протирка арматуры от грязи	9,7	2	19,4
	Итого:	-	-	292,4
	Обслуживание бездействующих скважин
1.	Внешний осмотр	1,6	12	20,4
2.	Проверка буферного и затрубного давления	12,0	12	144,0
3.	Подтягивание сальника на задвижках	3,2	12	38,4
4.	Подтягивание сальника пробоотборного крана вентиля	3,0	4	12,0
5.	Протирка арматуры от грязи	9,7	2	19,4
	Итого:	-	-	234,2

Приложение 11

Нормы времени на переходы (переезды) одного километра

Выполняемая работа	Нормы времени, чел.-мин, на 1 км
	переход с инструментом или аппаратурой весом до 5 кг	переезд на автомашине
Переход (переезд) одного километра с грузом по местности:
Резкопересеченной (подъем свыше 20°; речная пойма, заросшая и заболоченная свыше 20%, изрезанная старицами и болотами, сплошные кочковатые вязкие болота, барханы, овраги, солончаки, соры и т.п.).	25,0	3,1
Пересеченной (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемами до 20°, речная пойма, заросшая до 30%, прорезанная старицами и озерами и заболоченная до 20% леса)	22,0	2,6
Равнинной (грунтовая дорога по местности ровной или слабо пересеченной с крупными пологими формами или открытой незаболоченной)	15,0	2,0

Приложение 12

Нормы времени на отбор проб нефти из резервуаров

Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, чел.-мин	Примечание
Отбор проб нефти из резервуаров	67,0	Предусматривается отбор с трех уровней (верхнего, центра сливной трубы и днища)

Приложение 13

Нормы времени на обслуживание нагнетательных скважин

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение одной paботы, чел.-мин	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-мин
1		2	3	4
1.	Внешний осмотр скважин	2,0	52	104,0
2.	Подтягивание сальников на задвижках	6,3	24	151,2
3.	Набивка сальников на задвижках	26,3	12	315,6
4.	Устранение пропусков (подтягивание фланцевых соединений на арматуре)	10,0	12	120,0
5.	Замена прокладок, колец во фланцевых соединениях	40,0	4	160,0
6.	Комплектование крепежом фланцевых соединений арматуры	30,0	1	30,0
7.	Смена манометров на устье скважины	6,0	1	6,0
8.	Очистка от грязи и мазута арматуры и обвязки скважины	20,0	1	20,0
9.	Уборка замазученности на территории скважины	20,0	1	20,0
10.	Плакировка с поправкой обвалования территории скважины	40,0	1	40,0
11.	Отогрев устья скважины	120,0	6	720,0
	Итого:	-	-	1687,0

Приложение 14

Нормы времени на замер дебита скважин, отбор проб жидкости и газа

Выполняемая работа		Норма времени на выполнение 1 работы, чел.-мин
А. Замер дебита
I.	Замер дебита при помощи мерника на индивидуальной установке	9,0*
II.	Замер дебита скважин на групповой установке
	1. При помощи мерника	23,5
	2. При помощи мерника через гребенку	18,0
	3. При помощи мерника через гребенку с переводом замеряемой скважины с дополнительной гребенки на замерную	26,8
	4. Через трап на мерник	26,8
	5. Через трап на мерник с переводом замеряемой скважины на промежуточную гребенку	23,2
	6. Через трап на мерник с остановкой скважины, работающей в один коллектор с замеряемой	136,3
	7. Через трап на мерник с остановкой одной скважины, работающей в один коллектор с замеряемой, и переводом на замер с дополнительной гребенки на замерную	183,2
	8. Через трап на мерник с переводом скважины на замер с дополнительной гребенки без остановки скважины	128,0
	9. Через гребенку на трап	28,1
	10. Через гребенку, трапы I и II ступеней сепарации, прибор ДП-430 на замерные емкости	92,1
III.	Замер дебита на автоматической групповой замерной установке типа "Спутник" (АГЗУ):
	а) телемеханизированной	15,3
	б) нетелемеханизированной	20,2
	Б. Отбор проб жидкости и газа со скважин
1.	Отбор проб жидкости	7,1
2.	Отбор проб газа	7,3

Примечание: * Время на ожидание заполнения мерника, дегазацию нефти в мернике в нормах не учтено, так как перекрывается другими работами.

Приложение 15

Нормы времени на исследование нефтяных, нагнетательных, контрольных и пьезометрических скважин

Выполняемая работа		Норма времени на одну работу без спуска и подъема прибора, чел-мин	Нормы времени, чел./мин, на одну работу со спуском и подъемом прибора на глубину, м
			500	1000	2000	3000	4000	5000
1		2	3	4	5	6	7	8
Глубиннонасосная эксплуатация скважин
1.	Замер забоя или уровня жидкости в скважине через межтрубное пространство	30,6	53,4	74,4	116,4	158,4	200,4	242,4
2.	Отбивка динамического уровня жидкости в скважине волномером	58,1	58,1	58,1	58,1	58,1	58,1	58,1
3.	Отбивка статического уровня жидкости в скважине волномером	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1
4.	Отбивка динамического и статического уровней с помощью орифайса	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	16,6	15,6
5.	Снятие кривых восстановления (3 раза)	75,3	75,3	75,3	75,3	75,3	75,3	75,3
6.	Замер пластового давления через межтрубное пространство
	А. Лебедка АзИНмаш-8, 11	51,0	80,5	110,0	169,0	228,0	287,0	346,0
	Б. Лебедка-АПЭЛ, АИСТ, АЭКС забойного давления через межтрубное пространство	73,0	105,0	137,0	201,0	265,0	329,0	393,0
	А. Лебедка АзИНмаш-8, 11	58,7	102,5	132,0	191,0	250,0	309,0	208,0
	Б. Лебедка - АПЭЛ, АИСТ, АЭКС	80,7	112,7	144,7	208,7	272,7	336,7	400,7
8.	Поинтервальный замер пластового давления через межтрубное пространство (10 точек)
	А. Лебедка АзИНмаш-8, 11	131,0	160,5	190,0	249,0	308,0	367,0	426,0
	Б. Лебедка- АПЭЛ, АИСТ, АЭКС	138,7	170,7	202,7	266,7	330,7	394,7	458,7
9.	Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром	28,8	28,8	28,8	28,8	28,8	28,8	28,8
10.	Снятие кривых восстановления пластового давления
10.1.	Лебедка АзИНмаш-8,11
	А. на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут.ат.)	318,0	347,5	377,0	436,0	495,0	544,0	613,0
	Б. на среднепродуктивных скважинах (0,2-0,5 т/сут.ат.)	131,4	160,9	190,4	249,4	308,4	367,4	426,4
	В. на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут.ат.)	163,1	192,5	222,1	281,1	340,1	399,1	458,1
10.	2. Лебедка АПЭЛ, АИСТ, АЭКС
	А. на высокопродуктивных скважин (более 0,5 т/сут.ат.)	325,7	357,7	389,7	453,7	517,7	581,7	645,7
	Б. на среднепродуктивных скважинах (0,2-0,5 т/сут.ат.)	151,9	176,5	215,9	279,9	343,9	407,9	471,9
	В. на низкопродуктивных скважинах (менее 0,3 т/сут.ат.)	190,0	222,0	254,0	318,0	382,0	446,0	510,0
11.	Снятие кривой восстановления уровня (КВУ)	288,2	288,2	288,2	288,2	288,2	288,2	288,2
12.	Снятие индикаторных кривых (на 2 режима откачки)	199,3	199,3	199,3	199,3	199,3	199,3	199,3
13.	Исследование на периодическую эксплуатацию	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3
14.	Отбивка песчаных пробок	24,5	38,0	51,5	78,5	105,5	132,5	159,5
15.	Замер дебита жидкости с помощью штуцеров	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
16.	Замер дебита газа	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
17.	Исследование работы глубинных насосов при помощи динамографа	39,0	39,0	39,0	39,0	39,0	39,0	39,0
18.	Отбор глубинных проб нефти	72,0	101,5	131,0	190,0	249,0	308,0	367,0
19.	Шаблонирование скважин, отбивка забоя	29,0	58,5	88,0	147,0	206,0	265,0	324,0
	Фонтанно-компрессорная эксплуатация скважин
1.	Замер забоя или уровня жидкости в скважине	34,8	49,2	63,6	92,4	121,2	150,0	178,8
2.	Замер водораздела в скважине желонкой	34,8	49,2	63,6	92,4	121,2	150,0	178,8
3.	Замер пластового давления и температуры в скважине	51,9	64,4	76,9	101,9	126,9	151,9	176,9
4.	Замер забойного давления и температуры в скважине	73,9	86,4	98,9	123,9	148,9	173,9	198,9
5.	Замер поинтервальных давлений в обводненных скважинах	265,9	278,4	290,9	315,9	340,9	365,9	390,9
6.	Снятие кривых восстановления пластового давления
	А. на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т. сут.ат.)	322,9	335,4	347,9	372,9	397,9	422,9	447,9
	Б. На среднепродуктивных скважинах (0,2-0,5 т/сут. ат.)	134,3	146,8	159,3	184,3	209,3	234,3	259,3
	В. На низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т.сут.ат.)	167,0	179,5	192,0	217,0	242,0	267,0	292,0
7.	Контрольный замер устьевых давлений манометром	10,8	10,8	10,8	10,8	10,8	10,8	10,8
8.	Замер температуры электротермометром	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
9.	Замер устьевых температур	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
10.	Замер межколонных пропусков (определение герметичности)	269,2	286,7	302,2	335,2	368,2	401,2	434,2
11.	Замер дебита скважин глубинным дебитомером или снятие профиля отдачи пласта	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	885,2	718,2
12.	Замер дистанционным влагомером	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
13.	Снятие индикаторных диаграмм (на 3 режима откачки)	532,6	532,6	532,6	532,6	532,6	532,6	532,6
14.	Отбор глубинных проб жидкости пробоотборником ПД-3	69,0	78,0	87,0	105,0	123,0	141,0	159,0
15.	Замер дебита нефти	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0
16.	Замер дебита газа	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0
17.	Шаблонирование насосно-компрессорных труб	21,0	31,5	42,0	63,0	84,0	95,0	116,0
18.	Смена штуцеров	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
19.	Исследование скважин КВУ	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4
Эксплуатация скважин, оборудованных ЭПН
1.	Замер забоя или уровня жидкости и водораздела в скважине	34,8	49,2	63,6	92,4	121,2	150,0	178,8
2.	Отбивка уровня в скважине желонкой	34,8	49,2	63,6	92,4	121,2	150,0	178,8
3.	Отбивка статического уровня волномером	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1	25,1
4.	Отбивка динамического уровня волномером	58,1	58,1	58,1	58,1	58,1	58,1	58,1
5.	Замер динамического и статического уровня орифайсом	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6
6.	Отбивка динамического уровня с помощью РКМ-4Ф	393,2	409,7	426,2	459,2	492,2	525,2	558,2
7.	Снятие кривых восстановления уровня	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4	59,4
8.	Термометрирование с помощью приборов
	а) регистрационных	135,8	149,3	162,8	189,9	216,8	243,8	270,8
	б) дистанционных	453,2	469,7	496,2	519,2	552,2	585,2	618,2
9.	Замер пластового давления	51,9	64,4	76,9	101,9	126,9	151,9	176,9
10.	Замер забойного давления	73,9	86,4	96,9	123,9	148,9	173,9	198,9
11.	Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2	10,2
12.	Снятие кривой восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут.ат)	322,9	335,4	347,9	372,9	397,9	422,9	447,9
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2-0,5 т/сут.ат.)	134,3	146,8	159,3	184,3	209,3	234,3	259,3
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат)	167	179,5	192,0	217	242	267	292
13.	Снятие профилей отдачи пласта с помощью дистанционных приборов	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
14.	Снятие индикаторных кривых
	а) при отбивке Нст	286,4	286,4	286,4	286,4	286,4	286,4	286,4
	б) при замере Рпл (на 3 режима откачки)	356,2	356,2	356,2	356,2	356,2	356,2	356,2
15.	Снятие кривых удельных весов 10 точек	245,9	259,4	272,9	299,9	326,9	353,9	380,9
16.	Замер дебита скважин	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0	27,0
17.	Замер газового фактора	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0	57,0
18.	Отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником типа ПД-3	69,0	78,0	87,0	105,0	123,0	141,0	159,0
19.	Шаблонирование НКТ желонкой или специальным шаблоном	21,0	31,5	42,0	63,0	84,0	95,0	116,0
20.	Отбивка подвески	40,7	54,2	67,7	94,7	121,7	148,7	175,7
	Нагнетательные скважины
1.	Отбивка уровня в скважине	35,0	38,5	42,1	49,2	56,3	63,4	70,5
2.	Замер пластового давления в скважине глубинным манометром	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0
3.	Замер забойного давления	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0
4.	Замер давления и температуры скважины глубинным манометром	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0
5.	Замер пластового давления и приемистости скважины дистанционными приборами	553,2	569,7	586,2	619,2	652,2	685,2	718,2
6.	Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8
7.	Замер устьевого рабочего давления (буферного)	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6
8.	Снятие кривой восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут.ат.)	322,9	335,4	347,9	372,9	397,9	422,9	447,9
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2-0,5 т/сут.ат.)	134,3	146,8	159,3	184,3	209,3	234,3	259,3
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут.ат.)	167,0	179,5	192,0	217,0	242,0	267,0	297,0
9.	Снятие кривых падения буферного давления	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8
10.	Отбивка динамических и статических уровней (для карт изобар) желонкой	35,0	38,5	42,1	49,2	56,3	63,4	70,5
11.	Снятие индикаторных диаграмм	508,6	508,6	508,6	508,6	508,6	508,6	508,6
12.	Замер забоя скважин	34,8	49,2	63,6	92,4	121,2	150	178,8
13.	Термометрирование (АПЭЛ)	553,2	569,7	586,2	618,2	652,2	685,2	718,2
14.	Замер приемистости пласта дистанционным расходомером	553,2	569,7	586,2	618,2	652,2	685,2	718,2
15.	Замер приемистости нагнетательных скважин от КНС
	а) при замере приемистости одной скважины	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0
	б) при замере приемистости двух скважин	85,0	85,0	85,0	85,0	85,0	85,0	85,0
	в) про замере приемистости трех скважин	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0
16.	Снятие профилей отдачи пласта дистанционными приборами	150,0	169,2	188,4	226,8	265,2	303,6	342,0
17.	Отбор поверхностных проб воды из манифольдной линии	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
18.	Шаблонирование скважин, отбивка забоев	21,0	31,5	42,0	63,0	84,0	95,0	116,0
19.	Определение герметичности колонны	269,2	285,7	302,2	336,2	368,2	401,2	434,2
20.	Замер пластового и забойного давления с помощью дистанционных приборов	313,2	326,7	340,2	367,2	394,2	421,2	448,2
	Контрольные и пьезометрические скважины
1.	Замер забоя, уровня жидкости, водораздела в скважине	34,8	49,2	63,6	92,4	121,2	150,0	178,8
2.	Замер пластового давления и температуры глубинным манометром	51,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0
3.	Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8	76,8
4.	Замеры уровней и пластовых давлений	106,6	120,1	133,6	160,6	187,6	214,6	241,6
5.	Замер буферного давления	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6	15,6
6.	Замер поинтервальных давлений	265,9	279,4	292,9	319,9	346,9	373,9	400,9
7.	Снятие кривых восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут.ат)	322,9	335,4	347,9	372,9	397,9	422,9	447,9
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2-0,5 т/сут.ат.)	134,3	146,8	159,3	184,3	209,3	234,3	259,3
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут.ат.)	167,0	179,5	192,0	217,0	242,0	267,0	297,0
8.	Определение герметичности колонны	269,2	282,7	296,2	323,2	350,2	377,2	404,2

Приложение 16

Нормы времени на обслуживание оборудования и объектов по сбору попутного газа

Выполняемая работа		Единица измерения	Объем работ	Норма времени на выполнение одной работы, чел.час	Количество работ в год	Нормы времени на годовой объем работ, чел.-час (гр. 3. гр. 4. гр. 5)
1		2	3	4	5	6
1. Газосборный коллектор
1.	Переход по маршруту:	1 км
	а) при резкопересеченной местности	-"-	0,67	0,42	254	71,5
	б) при пересеченной местности	-"-	0,67	0,33	254	56,2
	в) при равнинной местности	-"-	0,67	0,25	254	42,5
2.	Продувка конденсата из газопровода через дрип	дрип	1	0,13	254	33,0
3.	Очистка дрипа от эамазученности	-"-	1	0,24	12	2,9
4.	Осмотр колодца	колодец	1	0,14	52	7,3
5.	Маркировка колодца или дрипа	дрип	1	0,54	1	0,5
	Итого:
	а) при резкопересеченной местности	-		-	_	115,2
	б) при пересеченной местности	-		-	-	99,9
	в) при равнинной местности	-		-	-	86,2
2.	ГУ, ДНС, II и III ступени сепараций на товарном парке
	Проверка давления в булите, проверка работы отсекателя газа, проверка работы регулятора уровня нефти, проверка давления газа в газопроводе	объект	1	0,11	254	27,94

Приложение 17

Основные показатели системы планового ремонта наземного оборудования скважин и установок для депарафинизации скважин

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущии	капитальный	текущий	капитальный	Всего
1. Скважина эксплуатационного фонда, оборудованная:
CКH2-615	K-15T-K	4	19,60	26,97	73,50	6,74	80,24
CKH3-1515	-"-	"	22,34	43,66	83,78	10,91	94,69
CK3-1,2-630	-"-	"	23,56	51,71	88,35	12,93	101,28
CKH5-3015	-"-	"	24,49	52,61	91,84	13,15	104,99
СК6-2,1-2500	-"-	"	28,53	69,34	106,99	17,34	124,33
СКН 10-3315	-"-	"	23,92	67,81	89,70	16,95	106,65
СКН 10-3012	-"-	"	25,82	73,30	96,82	13,33	115,15
7СК8-3,5-4000	-"-	"	34,69	108,31	130,09	27,08	157,17
7СК12-2,5-4000	-"-	"	36,96	109,24	138,67	27,31	165,96
2. Фонтанная арматура на нефть (газ) скважины эксплуатационного фонда	ремонт по мере необходимости	-		8,2	-	8,2	8,2
3. Нагнетательная скважина эксплуатационного фонда	ремонт по мере необходимости	-		10,8	-	10,8	10,8
4. Установка для депарафинизации скважин АДУ-1, АДУ-2, АДУ-3	К-Т-К	2	2,3	8	1,2	4	5,2

Приложение 18

Нормы времени на работы, выполняемые при текущем ремонте наземного оборудования скважин

Наименование работ		Норма времени по типам СКН. чел./час
		СКН2-615	СКН3-1515	СК3-1.2-630	СКН5-3015	СК6-2, 1-2500	СКН10- 3315	СКН10- 3012	7СК8-3, 5-4000	7СК12-2, 5-4000
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Открепить и снять крышки подшипников ведомого вала, снять прокладки	0,39	0,39	0,43	0,44	0,54	0,54	0,82	1,27	1,09
2.	Открепить и снять крышки подшипников промежуточного вала, снять прокладки	0,24	0,33	0,36	0,44	0,47	0,43	0,57	0,80	0,86
3.	Открепить и снять крышки подшипников ведущего вала, снять прокладки	0,30	0,33	0,32	0,31	0,33	0,34	0,37	0,50	0,63
4.	Открепить и снять крышку люка	0,06	0,06	0,06	0,06	0,12	0,06	0,07	0,10	0,14
5.	Слив масла	0,29	0,29	0,29	0,44	0,60	0,54	0,70	0,60	0,69
6.	Осмотреть и проверить подшипники редуктора и редуктор	0,57	0,57	0,57	0,54	0,57	0,57	0,56	0,58	0,58
7.	Вырубить замковую шайбу из листового железа	0,27	0,27	0,27	0,25	0,27	0,27	0,25	0,29	0,29
8.	Изготовить прокладку под крышку подшипника	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,05	0,05
9.	Изготовить прокладку под крышку люка редуктора	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,04	0,05	0,05	0,05
10.	Залить масло в корпус редуктора	0,21	0,21	0,21	0,33	0,40	0,33	0,34	0,35	0,36
11.	Установить прокладку, крышку люка и закрепить	0,08	0,08	0,08	0,07	0,10	0,08	0,07	0,15	0,11
12.	Набить солидолом, установить прокладки, закрепить стаканы и крышки подшипников ведущего вала	0,45	0,45	0,44	0,41	0,45	0,42	0,42	0,44	0,44
13.	Набить солидолом, установить прокладки, закрепить стаканы и крышки подшипников промежуточного вала	0,53	0,53	0,63	0,51	0,34	0,53	0,54	0,46	0,79
14.	Набить солидолом, установить прокладки, закрепить стаканы и глухие крышки подшипников ведомого вала	0,53	0,53	0,68	0,51	0,31	0,61	0,62	0,51	0,93
15.	Открепить и снять крышки подшипника, снять крышки и прокладки	0,12	0,12	0,07	0,13	0,16	0,20	-	0,28	0,35
16.	Набить в корпус подшипника смазку, установить прокладки, крышки закрепить болтами и зашплинтовать	0,21	0,21	0,21	0,21	0,30	0,33	-	0,47	0,52
17.	Разборка, ремонт и сборка шатунов	1,39	3,57	4,38	4,84	7,44	3,22	4,15	10,24	10,66
18.	Открепить и снять крышки подшипников опоры балансира, снять прокладки, кольца, опрессовать подшипники с оси и выпрессовать из корпуса опоры	0,25	0,25	0,25	0,48	0,78	0,61	0,85	0,89	1,04
19.	Запрессовать подшипники в корпус, напрессовать корпусы с подшипниками на шейки оси балансира, набить смазку, установить кольца, прокладки, крышки и закрепить болтами	0,30	0,38	0,38	0,51	0,77	0,58	1,02	1,01	1,45
20.	Сменить уплотнения в крышках подшипников	0,06	0,06	0,06	0,05	0,06	0,06	0,05	0,07	0,07
21.	Изготовить прокладку под крышку подшипника	0,06	0,07	0,07	0,06	0,07	0,07	0,06	0,09	0,09
22.	Запилить заусенцы втулки	0,04	0,04	0,04	0,03	0,04	0,04	0,03	0,06	0,06
23.	Подобрать и подогнать палец по втулке	0,06	0,06	0,06	0,05	0,06	0,06	0,05	0,08	0,08
24.	Проверить состояние пальца верхней головки шатуна и смазать	0,18	0,18	0,18	0,18	0,18	0,22	0,22	0,22	0,22
25.	Проверить крепление узла траверсы:
	а) кронштейна	0,07	0,07	0,07	0,07	0,07	0,08	0,08	0,08	0,08
	б) болтов опоры	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,15	0,15	0,15	0,15
26.	Проверить состояние пальца головки балансира, смазать	0,13	0,13	0,13	0,13	0,13	0,29	0,29	0,29	0,29
27.	Очистить и проверить состояние подшипника и прокладки	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,17	0,17	0,17	0,17
28.	Подтянуть крепление опоры балансира	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,10	0,10	0,10	0,10
29.	Подготовка и смена канатной подвески	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64
30.	Уравновешивание СКН	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
31.	Ремонт штанговращателя	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64
32.	Проверка или смена тормозного устройства	1,76	1,76	1,76	1,76	1,76	1,76	1,76	1,76	1,76
33.	Центровка станка-качалки	5,50	5,50	5,50	5,50	5,50	5,50	5,50	5,50	5,50
Укрупненная норма времени на ремонт СКН по типам (п. 1-33) с учетом коэффициента 1,15 к ЕНВ (п.1-23) на работы, выполняемые непосредственно на скважине		19,6	22,34	23,56	24,49	28,53	23,92	25,82	34,63	36,98

Приложение 19

Нормы времени на ремонт групповых и индивидуальных установок для сбора, замера жидкости

Выполняемая работа		Норма времени на один ремонт, чел.-мин	Количество ремонтов в год	Нормы времени на годовой объем ремонтов, чел.-мин.
1		2	3	4
Групповая установка для сбора, замера жидкости
1.	Текущий ремонт
	запорной и предохранительной арматуры	46	14	644
	булитов	886	0,375	332
	гидроциклонной головки	295	0,375	111
	Итого:	-	-	1087
2.	Капитальный ремонт булитов	2755	0,125	344
	гидроциклонной головки	836	0,125	105
	Итого:	-	-	449
	Всего на установку	-	-	1536
Индивидуальная установка для сбора, замера жидкости
1.	Текущий ремонт
	запорной и предохранительной арматуры	52	4	208
	трапа	497	0,375	186
	мерника	662	0,25	166
	Итого:	-	-	560
2.	Капитальный ремонт
	трала	1546	0,125	193
	мерника	2208	0,25	552
	Итого:	-	-	745
	Всего на установку	-	-	1305

Приложение 20

Нормы времени на ремонт глубинных насосов

Выполняемая работа		Нормы времени на выполнение одной работы, чел.-час
		НСВ1 (НГВ1) НСВ2 (НГВ2)	НСН1 (НГН1) НСН2 (НГН2)	НСВ-1Б	НСН-2Б
1		2	3	4	5
Капитальный ремонт
1.	Доставить насос в цех	0,09	0,10	0,11	0,09
2.	Разобрать насос	0,23	0,21	0,20	0,39
3.	Разобрать клапаны	0,04	0,04	0,05	-
4.	Разобрать замковый узел	0,07	0,07	0,07	-
5.	Разобрать замковую опору	0,05	0,05	0,07	-
6.	Разобрать узел цилиндра	0,20	0,20	-	-
Ремонтные работы
7.	Притереть торцы втулки насоса по камню и плите	0,03	0,03	-	-
8.	Притереть торец зажимной муфты по камню и плите	0,02	0,02	-
9.	Подобрать втулки по плунжеру насоса	0,03	0,03	-	-
10.	Притереть клапан	0,17	0,16	0,13	0,08
11.	Притереть плунжер по цилиндру	0,46	0,37	0,35	-
12.	Отогреть насос паяльной лампой	-	0,35	-	-
13.	Пропарить, промыть и очистить от грязи поверхность цилиндра (наружную)	0,32	0,37	-	-
14.	Очистить от грязи внутреннюю поверхность цилиндра	-	-	0,10	0,27
15.	Промыть и очистить внутреннюю поверхность втулок	-	0,18	-	-
16.	Промыть и очистить детали узлов насоса (плунжер, клапан)	0,21	0,24	-
17.	Проверить детали клапана на герметичность, заменить негодные и собрать клапан	-	0,16	0,10	-
18.	Проверить цилиндры на течь	0,04	-	-	-
19.	Заменить клапан	0,08	-	-	-
20.	Зачистить, протереть гнездо замковой опоры		-	-	0,05
21.	Проверить фонарь, заменить посадочное кольцо	-	-	0,14	-
22.	Разобрать, протереть и проверить нагнетательный клапан	-	-	0,16	0,05
23.	Произвести ревизию всасывающих клапанов, заменить негодные детали на основном и дублирующем клапанах	-	-	0,29	-
24.	Зачистить наружную поверхность насоса	-	-	0,14	-
25.	Промыть и очистить от грязи детали узла цилиндра, проверить состояние деталей	0,12	0,12	0,12	-
26.	Промыть и очистить от грязи детали узла плунжера, проверить состояние деталей	0,10	0,10	0,11	-
Сборка узла цилиндра
27.	Установить кожух в тиски, очистить и собрать комплект втулок на скалку, внести скалку с втулками в кожух, завернуть стяжные муфты и закрепить, извлечь скалку из насоса, снять цилиндр с тисков	0,40	0,40	-	-
Сборка замковой опоры
28.	Установить опорную муфту в тиски, установить в опорную муфту пружинный якорь, опорное кольцо и ввернуть переводник, снять опорную муфту с тисков	0,05	0,05	0,06	-
	Сборка замкового узла
29.	Установить корпус конуса в тиски, вложить в корпус противoпeсочный клапан и ввернуть направляющую штока, надеть на корпус конус и навернуть упорный ниппель, снять замковый узел с тисков	0,07	0,07	0,08	-
	Сборка клапанов
30.	Установить корпус (клетку) клапана в тиски, установить в него стакан и седло, ввернуть наконечник-конус (ниппель или конус ловителя) и закрепить, снять клапан с тисков	0,04	0,04	0,05	-
	Сбойка насоса по узлам
31.	a) НCB1 (НГВ1); НСВ2(НГВ2); НСВ-1Б Установить плунжер в тиски (приспособление), ввернуть собранный нагнетательный клапан в плунжер и закрепить, ввернуть шток в клетку пленжера. Ввернуть клетку плунжера. Надеть на шток упор, замковый узел, навернуть переводник штока и закрепить. Ввернуть собранный всасывающий клапан в цилиндр и закрепить. Опрессовать насос. Установить цилиндр в тиски. Ввернуть упорный ниппель замка в верхнюю муфту цилиндра и закрепить. Смазать плунжер, вставить его в цилиндр насоса, снять с тисков насос и уложить на стеллаж	0,67	-	0,78	-
	Сборка насоса
32.	б) НСН1; НСН2 (НГН1, НГН2) по узлам Установить плунжер в тиски, ввернуть собранный нагнетательный клапан в плунжер и закрепить, ввернуть шток в клетку плунжера. Вставить захватный шток в плунжер насоса, ввернуть и закрепить наконечник. Спрессовать насос. Ввернуть патрубок-удлинитель и навернуть на него седло конуса. Смазать плунжер, вставить его в цилиндр насоса, снять насос с тисков и уложить на стеллаж	-	0,4	-	-
33.	Опрессовка насоса	-	-	-	1,25
34.	Сборка насоса НСН-2Б	-	-	-	0,36
	ИТОГО:	3,49	3,76	3,17	2,54
	Текущий ремонт
1.	Работы капитального ремонта по пунктам 1-6; 12; 22; 23; 27-30	1,24	1,23	1,14	0,58
	ИТОГО:	1,24	1,23	1,14	0,58

Приложение 21

Основные показатели системы планового ремонта насосов

Тип, марка насосов	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущий	капитальный	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Рабочая среда - сырая нефть
Насосы центробежные;
АЯП-150, АЯП-300	К-5Т-К	3,7	27,3	91,0	36,9	24,6	61,5
консольные типа К	К-7Т-К	3,7	7,3	24,3	13,8	6,6	20,4
КСМ	К-8Т-К	3,7	26,0	86,6	56,2	23,4	79,6
ЦН-1000х180(10НМК-2)	К-5Т-К	3,7	26,2	86,6	35,4	23,4	58,8
ЦНС-38х44...220(3MC-10), ЦНС-60х66...330(4МС-10)	К-5Т-К	3,7	9,4	31,3	12,8	8,5	21,2
ЦНС-38х25...250(5МС-7),
ЦНС-106х98...490 (5MС-10)	К-5Т-К	3,7	11,4	37,9	15,4	10,2	25,6
ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	К-5Т-К	3,7	33,1	110,6	44,7	29,9	74,6
ЦНС-180х476...680 (6MC-10)	К-5Т-К	3,7	47,3	157,6	63,9	42,6	106,5
ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	К-5Т-К	3,7	27,3	91,0	36,9	24,6	61,5
Насосы поршневые:
11ГР	K-11T-K	2,2	33,0	110,1	65,0	50,0	215,0
9МГР, НГР250/50	К-7Т-К	2,2	29,4	98,0	93,5	44,5	138,0
типа РПН	К-5Т-К	2,2	9,0	30,1	20,5	13,7	34,2
Рабочая среда - сырая сернистая нефть
Насосы центробежные;
Д320х50(6НДВ)	К-3Т-К	1,5	7,4	24,7	14,8	16,5	31,3
200Д60,130Д90, 350Д90	К-5Т-К	1,5	5,9	20,9	19,7	13,9	33,6
консольные типа К	К-3Т-К	1,5	7,6	25,2	15,2	16,8	32,0
КСМ	К-3Т-К	1,5	26,5	88,4	53,0	58,9	111,9
6H-10x4	К-7Т-К	1,5	12,8	42,7	59,7	28,5	88,2
8НД-6х1	К-5Т-К	1,5	24,7	82,4	82,3	54,9	137,2
8НД-9х2	К-5Т-К	1,5	27,2	90,5	90,7	60,3	151,0
8НД-9х3, 10НД-6х1	К-5Т-К	1,5	25,3	84,3	84,3	56,2	140,5
8НГД-6х1, 10НГД-6х1	К-5Т-К	1,5	3$,4	88,0'	88,0	58,7	146,7
8НГД-9х3	К-5Т-К	1,5	25,5	85,0	85,0	56,7	141,7
НК-560/335-70, НК-560/335-120	К-3Т-К	1,5	7,7	25,6	15,4	17,1	32,5
ЦН-400х105	К-5Т-К	1,5	15,3	54,4	54,3	36,3	90,6
ЦН-400х210(3В200х4)	К-3Т-К	1,5	28,5	95,0	57,0	63,3	120,3
ЦН-1000х180(10НМКх2)	К-5Т-К	1,5	28,2	94,1	94,0	62,7	156,7
ЦНС-38х44...220 (3MС-10) ЦНС-60х66...330 (3МС-10)	К-3Т-К	1,5	9,8	32,9	19,6	21,9	41,5
ЦНС105x98...490 (5МС-10)	К-3Т-К	1,5	11,9	39,7	23,8	26,5	50,3
ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	К-3Т-К	1,5	34,2	114,0	68,4	76,0	144,4
ЦНС-180х476...680 (6MC-10)	К-3Т-К	1,5	48,5	161,8	97,0	107,9	204,9
ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200(8MC-10)	К-3Т-К	1,5	28,0	93,3	56,0	62,2	118,2
Насосы поршневые:
9МГР, 9МГР-61	К-8Т-К	1,5	33,1	110,3	176,5	73,5	250,0
НГР-250/50	К-5Т-К	1,5	33,1	110,3	110,3	73,5	183,8
Рабочая среда - товарная нефть
Насосные центробежные:
АЯП-150, АЯП-300	К-5Т-К	1,7	27,3	91,0	80,2	53,5	133,7
Д630х90 (8НДВ)	К-5Т-К	1,7	22,8	77,0	67,0	45,3	112,3
8НГД-9х3	К-5Т-К	1,7	24,9	82,9	73,2	48,8	122,0
10НГД-6х1	К-5Т-К	1,7	25,4	84,8	74,7	49,9	124,6
8НД-9х3, 80НД-10x5	К-5Т-К	1,7	24,8	82,6	72,9	48,6	121,5
HK-200/120-70	К-5Т-К	1,7	7,4	24,8	21,8	14,6	36,4
5НК-5х1, 6НК-9х1	К-5Т-К	1,7	7,1	23,8	20,9	14,0	34,9
типа НФ	К-5Т-К	1,7	8,3	27,8	24,4	16,3	40,7
ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	К-5Т-К	1,7	9,4	31,3	27,6	18,4	46,0
ЦНС-38х25...250(5МС-7), ЦНС-105x98...490(5МС-10)	К-5Т-К	1,7	11,4	37,9	33,5	22,3	55,8
ЦНС-180Х85...425(6МС-7)	К-5T-K	1,7	33,1	110,6	97,3	65,1	162,4
ЦНС-180х476...680(6MC-10)	К-5Т-К	1,7	47,3	157,6	139,1	92,7	231,8
ЦНС-300х120...600(8С-7), ЦНС-360х600...1200 (8МС-10)	К-5Т-К	1,7	28,0	93,2	82,3	54,6	137,1
Рабочая среда - товарная сернистая нефть
Насосы центробежные:
АЯП-150, АЯП-300	К-5Т-К	1,8	28,0	93,2	77,8	51,8	129,8
Д630х90 (8НДВ)	К-7Т-К	1,8	23,1	77,0	89,8	42,8	132,6
8НГД-6х1, 10НГД-6х1	K-5T-K	1,8	26,4	88,0	73,3	48,9	122,2
8НГД-9х3	К-5Т-К	1,8	25,5	85,0	70,8	47,2	118,0
8НД-9х3, 10НД-10х2	К-7Т-К	1,8	25,3	84,3	98,4	46,8	145,2
HK-200/120-70	К-5Т-К	1,8	7,7	25,7	21,4	14,3	35,7
ЦН-400х105	К-7Т-К	1,8	16,3	54,4	63,4	30,2	93,6
ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)		1,8	9,8	32,7	27,2	18,2	45,4
ЦНС-38х25...250(5МС-7), ЦНС-105х96...490(5МС-10)	К-5Т-К	1,8	11,9	39,7	33,1	22,0	55,1
ЦНС-180х85... 425(6МС-7)	К-5Т-К	1,8	34,2	114,0	95,0	63,3	158,3
ЦНС-180x476.. .680(6МС-10)	K-5T-K	1,8	48,5	161,8	134,7	85,9	224,6
ЦНС-300х120...600(8МС-7), ЦНС-300х600... 1200(8МС-10)	К-5Т-К	1,8	28,0	93,3	77,8	51,8	129,6
Рабочая среда - бензин
Насосы центробежные:
4Н-5х4	K-5T-K	2	12,8	42,7	32,0	21,3	53,3
4Н-5х8С	К-5Т-К	2	42,6	142,1	106,5	71,0	177,5
4НГ-5х4	К-5Т-К	2	19,6	65,4	49,0	32,7	81,7
5НГ-5х2	К-5Т-К	2	10,6	35,4	26,5	17,7	44,2
6НГ-7х2	К-3Т-К	2	25,2	84,0	63,0	42,0	105,0
4HГK-5x1, 6HГK-9x1, 6НГК-6х1	К-5Т-К	2	23,3	77,5	58,3	38,8	97,1
6НГД-6х1М, 8НГД-6х1М	К-5Т-К	2	37,3	124,3	93,3	62,2	155,5
8НГД-9х2	К-5Т-К	2	25,3	84,3	63,2	42,2	105,4
6НД-10х4, 8НД-6х1	К-5Т-К	2	37,3	124,3	93,3	62,2	155,5
8НД-9х3	К-5Т-К	2	25,2	84,0	63,0	42,0	105,0
НК-200(120-70)	К-5Т-К	2	7,7	25,7	19,3	12,8	32,1
Насосы поршневые
9МГР	К-9Т-К	1,8	33,1	110,3	147,1	61,3	208,4
Рабочая среда - поверхностно-активные вещества (ингибиторы, реагенты)
Насосы центробежные:
вихревые типа ВКиВНС	К-3Т-К	0,8	4,2	13,9	15,8	17,4	33,2
консольные типа К	К-3Т-К	0,8	7,6	25,3	28,5	31,6	60,1
Насосы поршневые дозировочные: типа НД и НДУ	К-3Т-К	1,3	28,3	91,6	65,3	70,5	135,8
типа РПН	К-3Т-К	1,3	9,5	31,8	21,9	24,4	46,3
Рабочая среда - сточная вода (соленая, морская)
Насосы центробежные:
АЯП-150, АЯП-300	К-3Т-К	1,2	26,0	93,2	70,0	77,7	147,7
Д630х90(8НДВ)	К-3Т-К	1,2	23,1	77,0	53,3	59,2	112,5
Д250х60(12НДС)	К-3Т-К	1,2	24,9	83,2	87,8	64,0
200Д-60, 300Д-90	К-3Т-К	1,2	6,3	20,9	14,5	16,1	30,6
консольные типа К	К-2Т-К	1,2	7,6	25,3	11,7	19,5	31,2
типа КСМ	К-3Т-К	1,2	26,5	88,3	61,7	67,9	129,0
12НА-8х4	К-5Т-К	1,2	29,0	96,7	111,5	74,4	185,9
фекальные типа Ф и НФ	К-3Т-К	1,2	8,7	29,0	20,1	22,3	42,4
Х8/18Д (1, 5Х-6Д), Х8/18Е (1, 5Х-6Е), Х8/18И (1, 5Х-6И), Х8/18П (1, 5Х-6П)	К-2Т-К	1,2	7,2	24,0	11,1	18,5	29,6
Х20/31И(2Х-6И)	K-2T-K	1,3	6,6	22,0	17,2	16,9	34,1
Х90/33Д(4Х-12Д)	К-2Т-К	1,3	7,8	26,0	12,0	20,0	32,0
Х160/29Д(6Х-9Д)	К-2Т-К	1,3	8,3	27,7	12,8	21,3	34,1
ЦНС-250-100, ЦНС-150х100НЖ	К-3Т-К	1,3	11,8	54,8	27,9	43,1	71,0
ЦНС-38х44...220 (3MC-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	К-2Т-К	1,3	9,8	32,7	15,1	25,2	40,3
ЦНС-38х25...250(5МС-7) ЦНС-105х98...490(5МС-10)	К-2Т-К	1,3	11,9	39,7	18,3	30,5	48,8
ЦНС-180х85...425(6МС-7)	К-2Т-К	1,3	34,2	114,0	52,6	87,7	140,3
ЦНС-180х476...680(6MC-10)	К-2Т-К	1,3	48,5	161,8	74,6	124,5	199,1
ЦНС-300х120...600(8МС-7), ЦНС-3000х600...1200 (8MC-10)	К-2Т-К	1,3	28,0	93,3	43,1	71,8	114,9
ЦНС-180х950...1195, 1422, 1900	К-3Т-К	1,3	49,8	166,0	114,9	127,7	242,6
Насосы поршневые: 9MГP-61, НГР 250/50	К-3Т-К	1,3	33,1	110,3	76,4	84,8	161,2
Рабочая среда - сточная сернистая вода
Насосы центробежные:
АЯП-150, АЯП-300	К-2Т-К	1,2	28,0	99,2	46,7	77,7	124,4
200Д 60	К-Т-К	1,3	5,9	20,9	4,5	16,0	20,5
консольные типа К	К-Т-К	1,3	7,3	24,3	5,6	18,7	24,3
12НА-9х4	К-Т-К	1,3	29,0	96,7	22,3	74,4	96,7
6HK-9-1	К-2Т-К	1,3	22,0	73,3	33,8	56,4	90,2
фекальные типа Ф и НФ	К-3Т-К	1,3	8,7	29,0	20,1	22,3	42,4
Х8/18И(1,5-6И)	К-2Т-К	1,3	7,2	24,0	11,1	18,5	29,6
Х20/31И2-6И)	К-2Т-К	1,3	6,6	22,0	10,2	16,9	27,1
ЦН-150х100НЖ	K-2T-K	1,3	11,8	54,8	18,6	43,1	61,7
ЦНС-38х44...220(3МС-10) ЦНС-60х66...330(4МС-10)	К-Т-К	1,3	9,8	32,7	7,5	25,2	32,7
ЦНС-38х25...250(5МС-7) ЦНС-106х98...490(5МС-7)	К-Т-К	1,3	11,9	39,7	9,2	30,5	39,7
ЦНС-180х85...425(6МС-7)	К-Т-К	1,3	34,2	114,0	26,3	97,7	114,0
ЦНС-180х476...680(6МС-7)	К-Т-К	1,3	48,5	161,8	37,3	124,4	161,7
ЦНС-300х120...600(8MC- 7), ЦНС-300х600...1200(8МС-10)	К-Т-К	1,3	28,0	93,3	21,5	71,8	93,3
ЦНС-180х950...1195, 1422, 1660, 1900	К-Т-К	1,3	49,8	166,0	38,3	127,7	166,0
ЦНСК-60х66...330(4МСК-10)	К-2Т-К	1,3	9,8	32,7	18,3	25,2	43,5
ЦНСК-300х120...600(8МСК-7)	К-2Т-К	1,3	28,0	93,3	43,1	71,8	114,9
Насосы поршневые:
9МГР	К-Т-К	1,3	33,1	110,3	25,5	84,8	110,3
Рабочая среда - пресная вода
Насосы центробежные:
АЯП-150, АЯП-300	К-7Т-К	3,5	27,3	91,0	54,6	26,0	80,6
Д200х36 (5НДВ), Д320х50 (6НДВ)	К-3Т-Е	3,5	7,2	23,9	6,2	6,8	13,0
Д630х90 (8НДВ)	К-3Т-К	3,5	22,8	75,9	19,5	21,7	41,2
Д1000х40(14НДС)	К-7Т-К	2,5	26,0	86,6	52,0	24,7	76,7
Д1250х60 (12НДС)	К-7Т-К	3,5	24,5	81,6	49,0	23,3	72,3
Д2500х62(18НДС)	К-7Т-К	3,5	28,5	95,0	57,0	27,1	84,1
200Д60, 300Д90, 300Д90Б, 300Д90Ф	К-7Т-К	3,5	4,5	15,1	9,0	4,3	13,3
ЦН-150-100	К-5Т-К	3,5	11,8	54,8	16,9	15,7	32,6
ЦН-1000х180(10НМК-2)	К-7Т-К	3,5	26,2	86,6	52,4	24,7	77,1
ЦНС-38х44...220(3МС-10), ЦНС-60х66...330(4MC-10)	К-5Т-К	3,5	15,5	31,3	22,1	8,9	31,0
ЦНС-38х25...250(5МС-7), ЦНС-105х98...490(5МС-10)	К-5Т-К	3,5	9,6	32,0	13,7	9,1	22,8
ЦНС-180х85...425(6МС-7)	К-5Т-К	3,5	33,1	110,6	47,3	31,6	78,9
ЦНС-180х476...680(6МС-7)	К-5Т-К	3,5	47,3	157,6	67,6	45,0	112,6
ЦНС-300х120...600(8МС-7), ЦНС-300х600...1200(8МС-10)	К-5Т-К	3,5	27,3	91,0	39,0	26,0	65,0
ЦНС-180х950, 1195,1422, 1660,1900	К-5Т-К	3,5	48,4	161,3	69,1	46,1	115,2
ЦНС-500х1900	К-5Т-К	3,5	52,0	173,3	74,3	49,5	123,8
Насосы поршневые;
9МГР-61	К-3Т-К	1,3	29,4	98,0	67,8	75,4	143,2

Приложение 22

Основные показатели системы планового ремонта технологического оборудования установок для подготовки нефти

Тип, марка оборудования		Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час			Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
				текущий	средний	капитальный	текущий	средний	капитальный	всего
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Колонны тарельчатые с желобчатыми колпачками с диаметром корпуса, мм, (в числителе) и числом тарелок (в знаменателе)
	1000 ________ 30	К-5Т-К	12	39	-	130	16,250	-	10,833	27,083
	1200 _______ 12 1400 ______ 20			30	-	100	12,500	-	8,333	20,833
				36	-	120	15,000	-	10,000	25,000
	1600 _____ 5			21	-	70	8,750	-	5,833	14,583
	1600 ______ 30			69	-	230	28,750	-	19,167	47,917
	2400 _____ 30			120	-	430	50,000	-	35,833	85,833
	2400 ______ 5			27	-	90	11,250	-	7,500	18,750
	2600 _____ 80	К-5Т-К	12	183	-	610	76,250	-	50,833	127,083
	1600-450 __________ 50			204	-	680	85,000	-	56,667	141,667
	3400-3800 __________ 43			198	-	660	82,500	-	55,000	137,500
2.	Колонны тарельчатые с круглыми колпачками
	1000 _____ 30	К-5T-K	12	48	-	160	20,000	-	13,333	33,333
	1200 ______ 30			51	-	170	21,250	-	14,167	35,417
	1400 _____ 20			45	-	150	18,750	-	12,500	31,250
	1400 _____ 30			54	-	180	22,500	-	15,000	37,500
	1600 ______ 37			111	-	370	46,250	-	30,833	77,083
	1600 ______ 37			93	-	310	38,750	-	25,833	64,583
	1600 ______ 10			36	-	120	15,000	-	10,000	25,000
	1800 _____ 30			72	-	240	30,000	-	20,000	50,000
	2000 ______ 6			36	-	120	15,000	-	10,000	20,000
	2000/22	К-5Т-К	12	66	-	220	27,500	-	18,333	45,833
	2000/34			111	-	370	46,250	-	30,833	77,083
	2000/68			207	-	690	86,250	-	57,500	143,750
	2000/16			54	-	180	22,500	-	15,000	37,500
	2000/30			111	-	370	46,250	-	30,833	77,083
	2200/60			279	-	930	116,250	-	77,500	193,750
	2400/30			129	-	430	53,750	-	35,833	89,583
	2400/16			72	-	240	30,000	-	20,000	50,000
	2600/37			171	-	570	71,250	-	47,500	118,750
	3000/30			216	-	720	90,000	-	60,000	150,000
	3000/22			135	-	450	56,250	-	37,500	23,750
	3800/30			237	-	790	98,750	-	65,833	164,583
	3200-2800 ____________ 30			129		430	53,750		35,833	89,583
	2400-1800 ____________ 40			135	-	450	56,250	-	37,500	93,750
	Колонны тарельчатые с S-образными колпачками
	1000/3	К-5Т-К	12	18	-	60	7,500		5,000	12,500
	1000/42			42	-	140	17,500	-	11,667	29,167
	1400/40			51	-	170	21,250	-	14,167	35,417
	1600/30			39	-	130	16,250	-	10,833	27,083
	2400-1800 ____________ 40			60		200	25,000		16,667	41,667
	2000/50	К-5Т-К	12	66	-	220	27,500	-	18,333	45,833
	2200/50			69	-	230	38,750	-	13,167	47,917
	2400/50			72	-	240	30,000	-	20,000	50,000
	2600/39			69	-	230	28,750	-	19,167	47,917
	2200-3800 ________ 40			75		250	31,250	-	20,833	52,083
	2400-3800 ________ 51			87		290	36,250	-	24,167	60,417
	3400/60			102	-	340	42,500	-	28,333	70,833
	3400-3800 __________ 31			75		250	31,250	-	20,833	52,083
	3800/40			87	-	290	36,250	-	24,167	60,417
	3800/60			105	-	350	43,750	-	29,167	72,917
	4000/42			90	-	300	37,500	-	25,000	62,500
4.	Колонны тарельчатые с колпачками круглыми желобчатыми
	2000-3000 __________ 20-20			150	-	500	62,500	-	41,667	104,167
	2200-3200 _________ 18-16			144		480	60,000	-	40,000	100,000
	2800-3400 __________ 18-16			165	-	550	68,750	-	45,833	114,583
5.	Теплообменник кожухо-трубчатый с плавающей головкой диаметром корпуса (числитель) и числом трубок (знаменатель)
	325 _____ 44	К-7Т-К	12	6	-	20	3,500	-	1,667	5,167
	476 529 ___, _____ 112 140			9	-	30	5,250	-	2,500	7,750
	630 _____ 208			12	-	40	7,000	-	3,333	10,333
	720 _____ 280	K-3С-4T-K	12	15	40	50	5,000	10,000	4,167	19,167
	800 _____ 568			21	56	70	7,000	14,000	5,833	26,833
	1000 ______ 584			27	72	90	9,000	18,000	7,500	34,500
	1200 _____ 1039			33	88	110	11,000	22,000	9,167	42,167
	1400 ______ 1251			39	104	130	13,000	26,000	10,833	49,833
6.	Теплообменник кокухо-трубчатый с неподвижной трубной решеткой
	478 _____ 146	К-7Т-К	12	33	-	110	19,250	-	9,167	28,417
	630 _____ 280			72	-	240	42,000	-	20,000	62,000
	820 _____ 444	К-7Т-К	12	96	-	320	56,000	-	26,667	82,667
	1020 ______ 736			138	-	460	80,500	-	38,333	118,833
	1230 ________ 870			156	-	520	91,000	-	43,333	234,333
7.	Теплообменник типа "труба в трубе" ТТ 7-3	К-7Т-К	12	42	-	140	24,500	-	11,667	36,167
8.	Емкости, объемом,
	4	К-7Т-К	12	3	-	10	1,750	-	0,833	2,583
	8			6	-	20	3,500	-	1,667	5,167
	16, 20			9	-	30	5,250	-	2,500	7,750
	25, 32			12	-	40	7,000	-	3,333	10,333
	40			15	-	50	8,750	-	4,167	12,917
	50			18	-	60	10,500	-	5,000	15,500
	63			24	-	80	14,000	-	6,667	20,667
	80			33	-	110	19,250	-	9,167	28,417
	100			36	-	120	21,000	-	10,000	31,000
	125			39	-	130	22,750	-	10,833	33,583
	160			46	-	160	28,000	-	13,333	41,333
	200			60	-	200	35,000	-	16,667	51,667
9.	Электродегидратор цилиндрический	К-7Т-К	12	18	-	60	10,500	-	5,000	15,500
10.	Печи беспламенного горения
	ПБ-0,75	К-7Т-К	12	80	-	200	46,667	-	16,667	63,334
	ПБ-20, ПБ-22	-"-		416	-	1040	242,667	-	86,667	329,334
	18Б х 152	К-5Т-К	12	440	-	1100	183,333	-	91,667	275,000
	12Б х 152	-"-		332	-	830	138,333	-	69,167	207,500

Приложение 23

Основные показатели системы планового ремонта технологических резервуаров

Объем резервуаров	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущий	капитальный	текущий	капитальный
До 400	К-3Т-К	4	45	100	30,7	22,7
700	-"-	4	100	130	68,2	29,5
1000	-"-	4	160	250	109,1	56,8
2000	-"-	4	180	300	122,7	68,2
3000	-"-	4	220	320	150,0	72,7
5000	-"-	4	230	360	156,8	81,8
8000	-"-	4	270	400	184,1	90,9
10000	-"-	4	300	460	204,5	104,5
20000	-"-	4	420	660	286,4	150,0

Приложение 24

Основные показатели системы планового ремонта водопровода, газопровода и нефтепровода

Назначение и диаметр трубопровода	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость ремонта 1 км трубопровода, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущий	капитальный	текущий	капитальный	всего
Водопровод, газопровод и нефтепровод из стальных труб с противокоррозионной окраской, проложенный в траншеях, проходных и непроходных каналах, диаметр, мм
50	К-6Т-К	15	50	190	15,0	9,5	24,5
75	-"-		50	220	15,0	11,0	26,0
100	-"-		60	250	18,0	12,5	30,5
150	-"-		70	290	21,0	14 5	35,5
200	-"-		80	330	24,0	16 5	40,5
250	-"-		120	470	36,0	23,5	59,5
300	-"-		140	550	42,0	27 5	69,5
400	-"-		180	770	54,0	38,5	92,5
500	-"-		220	880	66,0	44,0	110,0

Приложение 25

Основные показатели системы планового ремонта теплотехнического оборудования

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущий	капитальный	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Котлы паровые вертикально-водотрубные на давление до 1,4 МПа, работающие на газообразном и жидком топливе типа ДКВр, паропроизводительностью, т/ч:
2,5	К-Т-К	2	240	800	108	360	468
4,0	-"-	"	330	1100	148	495	643
6,5	-"-	"	420	1400	189	630	819
10,0	-"-	"	480	1650	216	742	958
20,0		"	700	2300	315	1035	1350
Котлы вертикальные цилиндрические паропроизводительностью, т/ч:
0,4	К-4Т-К	5	36	120	26	22	48
0,8	-"-	"	50	180	36	32	68
1,0	-"-	"	70	240	50	43	93
Котлы водогрейные, работающие на газообразном и жидком топливе, теплопроизводительностью, МВт (Гкал/ч):
до 5(4,3)	К-2Т-К	6	300	1000	90	150	240
8,2(6,5)	-"-	"	390	1300	117	195	312
9,0(8,3)	-"-	"	450	1500	135	225	360
11,6 (10,0)			540	1800	162	270	432
23,2(20,0)			750	2500	225	375	600
40,8 (35)			870	2900	261	435	696
58 (100)			1400	4400	420	660	1080
116(100)			2100	7200	630	1080	1710
Котлы паровые горизонтально-водотрубные на давление 1,4 МПа, работающие на газообразном и жидком топливе, типа ДКВр, паропроизводительностью, т/ч:
2,5	К-Т-К	2	216	720	97	324	421
4,0	-"-	"	297	990	134	445	579
6,5	-"-	"	378	1260	170	567	737
10,0	-"-	"	432	1485	194	668	862
20,0	-"-	"	630	2070	283	931	1214
Котлоагрегаты автоматизированные, отопительные, чугунные, с тягодутьевым устройством и автоматикой, поверхностью нагрева, :
23,0	К-3Т-К	2	100	340	68	77	145
32,0	-"-	"	120	400	81	90	171
40,0	-"-	"	140	470	95	106	201
Деаэраторы атмосферные с колонкой, запорно-регулирующей арматурой и трубопроводами в пределах установки производительностью, т/ч:
до 10	К-3Т-К	4	37	125	25	28	53
15	-"-	"	42	140	28	31	59
25	-"-	"	48	160	32	36	68
50	-"-	"	54	180	36	40	76
Фильтры ионитные первой и второй ступени с высотой, загрузки до 2 м диаметром, мм
700	К-9Т-К	5	12	40	19	7	26
1000	-"-	"	15	50	24	9	33
1500	-"-	"	18	60	29	11	40
Солерастворители, диаметром, мм:
до 480	К-3Т-К	4	7,5	25	5	6	11
720	-"-	"	12	40	8	9	17
Баки деаэраторные с запорной арматурой и водоуказательными приборами на рабочее давление до 0,6 МПа вместимостью,
до 10	К-3Т-К	4	6	30	4	7	11
15	-"-	"	8	40	5	9	14
25	-"-	"	10	50	7	11	18
35	-"-	"	13	65	9	15	24
50	-"-	"	16	80	11	18	29
Теплообменники пароводяные с площадью нагрева,
до 1	К-3Т-К	4	5	16	3	4	7
2-3		"	8	25	5	6	11
4-6	-"-	"	10	35	7	8	15
7-9	-"-	"	12	40	8	9	17
10-12	-"-	"	14	46	8	10	19
13-18	-"-	"	17	56	11	13	24
19-23	-"-	"	20	66	13	15	28
24-29	-"-	"	23	76	15	17	32
30-35	-"-	"	25	86	17	19	36
36-50	-"-	"	30	100	20	22	42
51-70	-"-	"	39	130	26	30	56
71-60	-"-	"	43	145	29	32	61
81-100	-"-	"	51	170	34	39	73
101-120	-"-	"	60	200	41	45	86
121-140	-"-	"	72	240	49	54	103
141-160	-"-	"	84	280	57	63	120
Емкости для питательной воды,
5	К-3Т-К	4	5	16	4	4	8
10	-"-	-"-	7	23	4	5	9
15	-"-	-"-	8	25	5	5	10
25	-"-	-"-	9	32	6	7	13
50	-"-	-"-	17	56	11	13	24
75	-"-	-"-	24	81	16	18	34
Емкости для жидкого топлива,
3	К-6Т-К	15	4	14	1,8	0,9	2,7
5	-"-	"	5	16	1,8	0,9	2,7
7	-"-	"	5	18	1,8	0,9	2,7
10	-"-	"	7	23	2	1	3
15	-"-	"	6	25	2	1	3
25	-"-	"	9	32	3	2	5
50	-"-	"	17	56	6	3	9
75	-"-	"	24	81	9	5	14
Емкости металлические для мокрого хранения соли,
25	К-2Т-К	4	9	32	6	7	13
50	-"-	"	17	56	11	12	23
75	-"-	"	24	81	16	18	34
100	-"-	"	32	108	22	24	46
Наружные трубопроводы
Водопровод, воздухопровод, газопровод из стальных труб с противокоррозийной окраской, проложенный в траншеях, проходных и непроходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм	К-11Т-К	12	50	190	41	14	55
50
75	-"-	"	50	220	41	16	57
100	-"-	"	60	250	49	19	68
150	-"-	"	70	290	58	22	80
200	-"-	"	80	330	66	25	91
250	-"-	"	120	470	99	35	134
300	-"-	"	140	550	115	41	156
Тепловые сети, паропроводы в конденсатопроводы, проложенные на эстакадах, по стенам здания и в проходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм
50	К-14Т-К	15	120	500	101	30	131
75	-"-	"	180	700	151	42	193
100	-"-	"	250	950	210	57	267
150	-"-	"	300	1200	252	72	324
200	-"-	"	400	1500	336	90	426
250	-"-	"	500	2000	420	120	540
300	-"-	"	600	2200	504	132	636
То же, проложенные в непроходимых каналах на 1 км), с условным диаметром, мм:
50	K-14T-K	15	100	420	83	25	108
75	-"-	"	150	600	126	36	162
100	-"-	"	200	800	168	48	216
150	-"-	"	250	1000	209	59	268
200	-"-	"	300	1300	252	77	329
250	-"-	"	400	1700	336	101	437
300	-"-	"	500	1900	420	113	533
Мазутопроводы с изоляцией и обогревом, проложенные в непроходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм:
до 25	К-11Т-К	12	90	350	74	26	100
50	-"-	"	100	400	82	29	111
75	К-11Т-К	12	120	500	99	37	136
100	-"-	"	180	700	148	52	200
150	-"-	"	220	900	181	67	248
Внутренние трубопроводы
Паропроводы, конденсатопроводы, теплопроводы, мазутопроводы с обогревом и изоляцией (на 1 км), с условным диаметром, мм
до 25	К-15Т-К	16	70	300	59	17	76
50	-"-	"	100	420	84	24	108
75	-"-	"	150	600	126	34	160
100	-"-	"	200	800	169	45	214
150	-"-	"	260	1050	220	59	279
200	-"-	"	320	1300	270	73	343
Водопровод холодной и горячей воды, трубопроводы системы отопления без изоляции (на 1 км), с условным диаметром, мм
до 25	К-9Т-К	15	50	200	27	11	38
50	-"-	"	70	300	38	18	56
75	-"-	"	100	400	54	24	78
100	-"-	"	150	550	81	33	114
150	-"-	"	170	700	92	42	134
200	-"-	"	220	900	118	54	172

Приложение 26

Основные показатели системы планового ремонта дымососов и вентиляторов

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Вентиляторы котельные
Вентиляторы дутьевые центробежные с подачей, :
до 7000	К-2Т-К	3	70	20	18,7	10,7	29,4
7100-10000	-"-	"	90	25	24,0	13,4	37,4
10200-14600	-"-	"	110	30	29,3	16,0	45,3
14650-19600	-"-	"	130	35	34,6	18,6	53,2
19650-27600	-"-	"	150	40	40,0	21,3	61,3
27650-39000	-"-	"	170	50	45,3	26,7	72,0
39100-50000	-"-	"	135	60	36,0	32,0	68,0
50100-75000	-"-	"	210	65	56,0	34,6	90,6
Дымососы центробежные одностороннего всасывания с подачей, :
до 10000	К-3Т-К	2	100	30	40,0	36,0	76,0
10200-14600	-"-	"	120	36	48,0	43,2	91,2
14650-19600	-"-	"	140	40	56,0	48,0	104,0
19650-27600	-"-	"	160	48	64,0	57,6	121,6
27650-39000	-"-	2	180	50	72,0	60,0	132,0
39106-50000	-"-	"	210	60	84,0	72,0	156,0
500100-75000	-"-	"	240	70	96,0	84,0	180,0
Вентиляционное оборудование Вентиляторы центробежные низкого и среднего давления, N:
4 и 5	К-7Т-К	8	30	10	3,0	7,0	10,0
6	-"-	"	40	12	4,0	8,4	12,4
7 и 8	-"-	"	60	20	6,0	14,0	20,0
10	-"-	"	80	24	8,0	16,8	24,8
12	-"-	"	120	36	12,0	25,2	37,2
16	-"-	"	160	48	16,0	33,6	49,6
Вентиляторы осевые, N :
до 5	К-2Т-К	3	7	2,0	1,9	1,1	3,0
6	-"-	"	11	3,5	2,9	1,9	4,8
7	-"-	"	14	4,5	3,7	2,4	6,1
8	-"-	"	18	6,0	4,8	3,2	8,0
10	-"-	"	21	8,0	5,6	4,3	9,9
12,5	-"-	"	28	9,0	7,5	4,8	12,3
Калориферы на 10 поверхности нагрева	К-7Т-К	8	5	1,5	0,5	1,1	1,6
Воздуховоды круглого сечения с фасонными частями на 10 м длины эксплуатируемого воздуховода диаметром, мм
до 150	К-15T-К	8	10	3,0	1,0	4,5	5,5
300	-"-	"	14	4,5	1,4	6,7	8,1
500	-"-	8	20	6,5	2,0	9,7	11,7
750	-"-	"	27	9,0	2,7	13,5	16,2
1000	-"-	"	33	11,0	3,3	16,5	19,8
1250	-"-	"	37	12,0	3,7	18,0	21,7
1500	-"-	"	40	13,0	4,0	19,5	23,5
То же для воздуховодов из кровельного железа, мм
до 150	К-15Т-К	8	7,5	2,3	0,8	3,5	4,3
300	-"-	"	10,5	3,4	1,1	5,1	6,2
500	-"-	"	15,0	4,9	1,5	7,4	8,9
750	-"-	"	20,3	6,8	2,0	10,2	12,2
1000	-"-	"	24,8	8,3	2,5	12,5	15,0
1250	-"-	"	27,8	9,0	2,8	13,5	16,3
1500	-"-	"	30,0	9,8	3,0	14,7	17,7

Приложение 27

Основные показатели системы планового ремонта оборудования, применяемого при подземном (текущем) и капитальном ремонтах скважин

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Талевый блок БТН 4x50	К-3Т-К	2,2	6,06	1,82	2,75	2,48	5,23
2. Талевый блок БТЭ	К-3Т-К	2,2	3,66	1,10	1,66	1,50	3,16
3. Кронблок КБЭ	К-3Т-К	2,2	11,38	3,41	5,17	4,65	9,82
4. Кронблок КБН 5x50	К-3Т-К	2,2	14,00	4,20	6,36	5,73	12,09
5. Кроки подъемные типа КН	К-3Т-К	2,2	4,76	1,43	2,16	1,95	4,11
6. Вертлюг грузоподъемностью 10-50 т	К-3Т-К	1,4	32,60	5,74	23,43	12,30	35,73
7. Вертлюг грузоподъемностью 75 т	К-3Т-К	1,4	49,20	8,53	35,14	18,28	53,42
8. Автомат для подземного ремонта АПР-2	К-3Т-К	1,4	17,41	5,22	12,44	11,19	23,63
9. Ключ механический универсальный типа КМУ	К-3Т-К	1,4	43,85	13,16	31,32	28,20	59,52
10. Ротор	К-2Т-К	1,4	73,80	24,60	52,71	35,14	87,85
11. Автонаматыватель кабеля	К-5Т-К	2,0	78,20	23,46	39,10	35,19	74,29
12. Элеватор конструкции Халатяна ЭХ-5	-	-	0,95	0,28	0,95	0,28	1,23
13. Элеватор штанговый типа ЭШН-5, ЭШН-10	-	-	1,04	0,45	1,04	0,45	1,49
14. Элеватор ЭХЛ	-	-	4,07	1,22	4,07	1,22	5,29
15. Элеватор "Восток-2"	-	-	1,13	0,34	1,13	0,34	1,47
16. Элеватор ЭТА	-	-	11,83	3,55	11,83	3,55	15,38
17. Элеватор ЭГ	-	-	7,79	2,34	7,79	2,34	10,13
18. Элеватор ЭЗН	-	-	1,07	0,32	1,07	0,32	1,39
19. Пакер гидравлический	-	-	5,75	1,73	5,76	1,73	7,48
20. Пакер механический	-	-	2,46	0,74	2,46	0,74	3,20
21. Спайдер	-	-	1,84	0,55	1,84	0,55	2,39

Приложение 28

Основные показатели системы планового ремонта грузоподъемного оборудования

Наименование оборудования	Грузоподъемность, т	Сложность одного ремонта, ед.		количество ремонтов в год		Общая трудоемкость ремонтов в год, ед.		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час			Трудоемкость ревизии в расчете на год, чел.-час
		текущий	капитальный	текущий	капитальный	текущий	капитальный	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Кран мостовой двухбалочный с ручным приводом	2	2,0	10,5	1,2	0,36	2,40	3,78	17,7	27,8	59,1	13,6
	5	3,0	17,5	"	"	3,60	6,30	26,5	46,4	94,7	21,8
	10	3,7	21,0	"	"	4,44	7,56	32,8	55,7	115,1	26,6
Кран мостовой однобалочный о ручным приводом	3	2,2	7,0	"	"	1,44	2,52	10,6	18,6	37,8	8,7
	5	2,0	10,5	"	"	2,40	3,78	17,7	27,8	59,2	13,7
	10	3,0	17,5	"	"	3,60	6,30	26,5	46,5	94,9	21,9
Кран однобалочный с электроталью	1	3,0	17,5	"	"	3,60	6,30	26,5	46,5	94,9	21,9
	2	3,7	21,0	"	"	4,44	7,56	32,7	55,7	114,9	26,5
	3	4,3	24,5	"	"	5,16	8,82	38,1	65,1	134,1	30,9
	5	5,0	28,0	1,2	0,36	6,00	10,08	44,3	74,3	154,2	35,6
Таль электрическая	1-2	1,2	7,0	"	"	1,44	2,52	10,6	18,5	37,8	8,7
	3-5	2,0	10,5	"	"	2,40	3,78	17,7	27,8	59,2	13,7
Таль ручная	1-2	0,6	3,5	"	"	0,72	1,26	5,3	9,3	19,0	4,4
	3-5	1,2	7,0	"	"	1,44	2,52	10,6	18,6	38,0	8,8

Приложение 29

Основные показатели системы планового ремонта двигателей внутреннего сгорания

Мощность ДВС, л.с.	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час			Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущий	средний	капитальный	текущий	средний	капитальный	всего
до 40	К-2Т-С-К	1	11	33	63	17,6	26,4	50,4	94,4
54-55	-"-	1	11	40	77	17,6	32,0	61,6	111,2
88	-"-	1	10	35	67	16,0	28,0	53,6	97,6
100	-"-	1	13	47	90	20,8	37,6	72,0	130,4
165	-"-	1	14	58	134	22,4	46,4	107,2	176,0
300-500	-"-	1	18	77	175	28,8	61,6	140,0	230,4
700	-"-	1	19	86	190	30,4	68,8	152,0	251,2

Приложение 30

Трудоемкость капитального ремонта дизеля типа В2-300

Наименование работ	Единица измерения	Объем работ	Трудоемкость работ, чел.-час	Наименование справочника, § норм
1	2	3	4	5
А. Слесарно-сборочные работы, подготовка, регулировка, испытание
Разборка дизеля на узлы	двигатель	1	15,03	РНВ на слесарные работы на буровых предприятиях. - НИС Куйбышевнефть, 1979
Промыть узлы и детали дизеля	-"-	1	13,38	§33
Разборка, ремонт и сборка топливной системы	комплект	1	17,37	§34
Разборка, ремонт и сборка системы смазки	-"-	1	3,81	§35
Разборка, ремонт и оборка системы охлаждения	-"-	1	1,31	§36
Промыть детали насоса	насос	1	0,07	§36
Разборка, ремонт и сборка привода и передачи	комплект	1	1,51	§38
Разборка, ремонт и сборка воздушной пусковой системы	-"-	1	1,09	§37
Разборка, ремонт и оборка блока цилиндров, головки блока и газораспределителя	-"-	1	11,09	§39
Разборка, ремонт и оборка коллекторов	-"-	2	0,70	§40
Разборка, ремонт и оборка шатунопоршневой группы	-"-	1	3,67	§41
Разборка, ремонт и сборка каленчатого вала	-"-	1	0,80	§42
Разборка, ремонт и сборка верхнего и нижнего картеров	комплект	1	3,37	§43
Разборка, ремонт и сборка электрогенератора	генератор	1	1,62	§44
Прочистка, промывка и протирка деталей генератора	-"-	1	0,38	§44
Изготовление прокладок	комплект	1	1,23	§45
Распаковка новых узлов и деталей дизеля	-"-	1	0,54	§46
Сборка узлов дизеля	-"-	1	12,42	§47
Разные работы при ремонте дизеля	-"-	1	15,14	§48
Итого:	-	-	104,53
Б. Станочные работы
Выточить центрирующую бобышку для крепления кожуха	шт.	4	0,64	РНВ на токарные работы на буровых предприятиях: - НИС Куйбышевнефть, 1979 §2
Выточить болт крапления дизеля	-"-	8	1,28	§2
Выточить вал привода газа дизеля	-"-	1	3,76	§2
Реставрировать с изготовлением втулки и проточкой после горячей посадки валик вентилятора	-"-	1	0,60	§2
Выточить валик водопомпы	-"-	1	0,29	§2
Выточить гайку натяжную	-"-	1	0,20	§2
Выточить гайку фрикциона маховика	-"-	1	0,76	§2
Выточить головку масляного бачка	-"-	1	0,52	§2
Выточить с нарезкой внутренней резьбы горловины радиатора	шт.	1	0,22	§2
Выточить из текстолита кольцо сальниковое	-"-	1	0,06	§2
Выточить из бронзы и отшлифовать конус маховика	-"-	1	0,64	§2
Реставрировать корпус вентилятора	-"-	1	0,72	§2
Сточить фланец маховика	-"-	1	1,80	§2
Расточить маховик	-"-	1	0,76	§2
Расточить под подшипник муфту эластичного соединения	-"-	1	0,80	§2
Выточить палец маховика	-"-	6	1,44	§2
Выточить палец полумуфты полужесткого соединения	-"-	6	0,82	§2
Выточить масляную пробку	-"-	1	0,13	§2
Выточить пробку радиатора	-"-	1	2,24	§2
Выточить клапан для пробки радиатора	-"-	1	0,45	§2
Выточить струна-конус гайки маховика	-"-	6	2,40	§2
Выточить и нарезать резьбу стяжки	-"-	2	1,44	§2
Выточить фланец вентилятора	-"-	1	0,45	§2
Выточить фланец сальниковый	-"-	1	0,70	§2
Выточить штамп высечки серег	к-т	1	1,20	§2
Выточить штуцер топливного насоса	шт.	2	0,64	§2
Итого:			24,96
Всего на слесарно-сборочные и станочные работы			129,49

Трудоемкость на электросварочные работы, наплавку и газорезку, кузнечные и малярные работы, на ремонт двигателей внутреннего сгорания принимается в размере 10% от трудоемкости слесарных работ.

Общая трудоемкость на капитальный ремонт двигателей внутреннего сгорания составит:

чел.-час.

Приложение 31

Основные показатели системы планового ремонта и нормы времени на ремонт металлорежущих станков

Вид оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, года	Нормы времени на один ремонт, чел.-час			Трудоемкость ремонтов в расчете на год				Наименование справочника, § норм
			текущий	средний	капитальный	текущий	средний	капитальный	всего
Токарно-винторезные станки, высота центра станка:	К-9Т-2С-K
200 мм	-"-	4	64,02	78,75	101,62	129,6	35,5	22,8	187,9	РНВ на слесарные работы на буровых предприятиях. -НИС Куйбышевнефть 1979, §130
300 мм	-"-	"	81,98	99,36	122,08	166,0	44,7	27,4	238,1
400 мм	-"-	"	90,99	120,64	133,97	184,2	54,3	30,1	268,6
500 мм	-"-	"	86,76	124,16	153,60	175,7	55,9	34,5	266,1
Труборезные станки 10"	-"-	"	106,92	142,95	158,70	216,5	64,4	35,7	316,6
Фрезерные станки:
вертикально-консольно-фрезерный	-"-	"	66,03	89,29	104,45	133,7	40,1	23,5	197,3	§131
горизонтально-консольно-фрезерный	-"-	"	62,97	82,49	92,76	127,5	37,1	20,9	185,5	-"-
Поперечно-строгательные станки	-"-	"	62,64	77,74	98,81	126,8	35,0	22,2	184,0	§132
Сверлильные станки:	-"-	"
вертикальные	-"-	"	36,37	47,86	58,71	73,6	21,5	13,2	108,3	§133
радиальные	-"-	"	66,67	78,74	90,06	135,0	35,5	20,2	190,7
Круглошлифовальные станки	-"-	"	83,46	144,16	167,52	169,0	64,9	37,7	271,6	§134
Зуборезные станки	-"-	"	82,78	138,38	160,25	167,6	62,3	36,1	266,0	§135

Приложение 32

Строительство и демонтаж линий электропередач 6 кВ

Наименование работ	Единица измерения	Объем работ	Норма времени на ед. измерения, чел.-час	Трудоемкость работ на 1 км ЛЭП на опорах, чел.-час			Наименование сборника, § норм
				металлических	железобетонных	деревянных
1	2	3	4	5	6	7	8
I. Строительство 1. Разбить трассу ЛЭП	м	1	4,87	4,24	4,24	4,24	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности, - 1984, §59
2. Заготовить одностоечные деревянные опоры (высотой 11 м)	опора	18	0,32	-	-	5,01	§60
3. Произвести сборку одностоечных деревянных опор с металлическими стульями	-"-	18	0,48	-	-	7,52	§61
4. Заготовить А-образные деревянные опоры	-"-	2	3,68	-	-	6,33	§60
5. Произвести сборку А-образных деревянных опор с металлическими стульями	-"-	4	0,43	-	-	1,67	§61
6. Изготовить металлические опоры:
а) одностоечные	-"-	18	5,01	78,46	-	-	§167
б) А-образные	-"-	2	8,19	14,25	-	-	§167
7. Изготовить двухштыревые траверсы (размеры заготовок 75x75x9,76) при обрезке газорезок и прожиге отверстия	опора	18	0,10	-	-	1,57	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности , - 1984, §168
8. Изготовить одноштыревые наголовники	наголовник	20	0,93	-	-	16,18	§189
9. Развести опоры по трассе	опора	20	на 10 шт. 0,82	1,43	-	1,43	ЕНВ на транспортно-такелажные работы, - 1969 (изменения 1972 г.), §15, §7
	-"-	20	0,16	-	2,78	-
10. Установить на опорах траверсы длиной 1,7 м на неустановленной опоре	-"-	20	0,37	-	-	6,44	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности, - 1984, §68
11. Установить наголовники на опорах:
а) одностоечных	-"-	18	0,37	-		5,79	§68
б) А-образных	-"-	2	0,53	-	-	0,92	§68
12. Установить крюки или штыри типа KН-12, KH-16, КН-18, КН-20 с изоляторами типов: ТФ, ШТЛ, ШС, АИК	-"-	60	0,63	3,29	3,29	3,29	§67
13. Установить тракторным краном опоры:
а) металлические, весом
до 0,5 т	-"-	18	0,72	11,27	-	-	§65
1,0 т	-"-	2	1,04	1,81	-	-	§65
б) железобетонные, весом
до 1 т	опора	20	0,86	-	14,96	-	§65
в) деревянные:
одностоечные	-"-	13	0,8	-	-	12,53	§63
А-образные	-"-	2	3,14	-	-	5,46	-"-
14. Смонтировать линейный трехполюсный разъединитель на установленной опоре	разъединитель	1	4,34	3,78	3,78	3,78	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности, - 1984, §73
15. Установить разрядники (комплект из трех штук):
а) на металлической опоре	комплект	1	1,34	1,17	1,17	-	§112
б) на деревянной опоре		1	1,80	-	-	1,57	§112
16. Проложить провод воздушных линий сечением:			на 100 м 2,12х
95	м	3000	1,2= 2,54	66,29	66,29	-	§69
35	-"-	3000	на 100 м 1,4	-	-	36,54	-"-
17. Устроить двойное крепление проводов на опорах (3 перемычки)	крепление	5	0,67х 1,2= 0,8	3,48	3,43	-	§72
		5	0,67	-	-	2,91	-"-
18. Устроить перекидки проводов (линия трехпроводная) через автодорожные магистрали, сечение провода 95	перекид	1	0,70	0,61	0,61	-	§79
35	перекид	1	0,31	-	-	0,27	§79
19. Изготовить электроды для заземления	электрод	5	на 10 шт. 0,46	0,20	0,20	0,20	ЕНВ на электроремонтажные и электромонтные работы в нефтяной промышленности
20. Забить в землю электроды заземления	-"-	5	0,43	1,87	1,87	1,87	§123
21. Заземление электрооборудования, установленного на деревянных опорах	опора	1	0,60	0,52	0,52	0,52	§77
22. Нанести нумерацию опор по трафарету	-"-	20	0,19	3,30	3,30	3,30	§207
23. Установить на опорах (через одну) плакаты по технике безопасности	плакат	10	0,1	0,87	0,87	0,87	Норма времени объединения Куйбышевнефть
Итого трудоемкость строительства ЛЭП без изготовления и сборки опор, траверс наголовников (п.п. 1, 9-23)				104,13	107,37	91,93
Итого трудоемкость изготовления и сборки опор, траверс, наголовников (п.п. 2-8)				92,71	-	38,28
II. Демонтаж
1. Демонтаж двойных креплений проводов на изоляторах	крепление	6	0,51	2,66	2,66	2,66	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности, 1984, §90
2. Снять перекидки проводов (трехпроводная линия)	перекидка	1	0,58	0,50	0,50	-	§91
3. Снять провод о опор сечением 35	м	3000	на 100 м 0,35	-	-	9,13	§89
до 100	-"-	3000	на 100 м 0,88	22,97	22,97	-	-"-
4. Демонтировать линейный трехполосный разъединитель с установленных опор (вкруткой)	разъединитель	1	0,65	0,57	0,57	0,57	§95
5. Демонтировать разрядники (комплект на 3 штук);
а) на металлических и железобетонных опорах	комплект	1	0,91	0,79	0,79	-	§139
б) на деревянных опорах	-"-	1	1,15	-	-	1,00	§139
6. Снять траверсы с установленных опор	траверса	20	на 10 траверс 3,39	-	-	5,90	§93
7. Снять изоляторы со штырями	изолятор	20	на 10 изоляторов 0,54	0,94	0,94	-	§93
8. Вывернуть крюки с изоляторами	крюк	20	на 10 крюков 0,49	-	-	0,85	§93
9. Снять наголовники с неустановленных опор	наголовник	20	на 10 наголовников 1,34	-	-	2,33	§93
10. Свалить опору краном:
а) металлическую, весом							§96
до 0,5 т	опора	18	0,25	3,91	-	-
до 1,0 т	-"-	2	0,32	0,56	-	-
б) железобетонную, весом до 1,0 т	-"-	20	0,49	-	8,53	-	§96
11. Извлечь деревянную опору
одностоечную (высотой 11 м) с одним стулом, краном	-"-	18	0,21	-	-	3,29	§97
A-образную, вручную	-"-	2	5,27	-	-	9,17	-
12. Собрать опоры по трассе:	-"-
а) металлические или деревянные:
прицепка	операция	20	0,07	1,22	-	1,22	ЕНВ на транспортно-такелажные работы в нефтяной промышленности. - 1982, §15
отцепка	-"-	20	0,05	0,87	-	0,87
перетаскивание	м	1000	на 100 м 0,06, на каждые 50 м	0,52	-	0,52
			сверх 100 м	0,03
б) железобетонные	опора	20	0,27	-	4,7	-	§7
Итого трудоемкость на демонтаж				35,51	41,66	37,51

Приложение 33

Строительство и демонтаж линий связи

Наименование работ	Единица измерения	Объем работ	Норма времени на ед.измерения, чел.-час	Трудоемкость работ на 1 км линий связи, чел.-час	Наименование сборника, § норм
1	2	3	4	5	6
I. Строительство
1. Разбить трассу линий связи	км	1	4,87	4,24	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности. - 1984, §59
2. Заготовить одностоечные деревянные опоры длиной 8,5 м	шт.	20	0,25	4,35	§60
3. Заготовить подкосы	-"-	2	0,42	0,73	§60
4. Развезти опоры по трассе	-"-	22	на 10 шт. 0,82	1,57	ЕНВ на транспортно-такелажные работы .-1969 (с изменениями 1972 г.), §15
5. Установить крюки с изоляторами типа ШС, ШТЛ на неустановленные опоры	шт.	40	на 10 шт. 0,63	2,19	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности. -1984, §67
6. Установить одностоечные опоры	-"-	20	0,55	9,57	§63
7. Установить подкосы к опорам	-"-	2	0,62	1,08	§64
8. Проложить провод на опорах (сечением 6 )	-"-	2000	на 100 м 0,7	12,18	§69
Итого трудоемкость при рытье ям под опоры бурмашиной:				35,91
II. Демонтаж
1. Снять провода опор	м	2000	на 100 м 0,35	6,09	ЕНВ на электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности.- 1984, §89
2. Вывернуть крюки с изоляторами	крюк	40	на 10 шт. 0,49	1,71	§93
3. Извлечь опоры	опора	20	0,21	3,65	§97
4. Извлечь подкосы
	подкос	2	0,37	0,64	§97
5. Собрать опоры и подкосы по трассе:
прицепка	операция	22	0,07	1,34	ЕНВ на транспортно-такелажные работы.-1982, §15
перетаскивание	м	1000	на 100 м 0,06, на	0,52
			на каждые 50 м сверх 100	0,03
Итого трудоемкость на демонтаж:				14,91

Приложение 34

Основные показатели системы планового ремонта электродвигателей

Электродвигатели	Структура ремонтного цикла, годы	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час				Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час				Всего (гр.9 + гр. 11)
			Капитальный			Текущий в условиях действующих производственных помещений (цехов)	Капитальный			Текущий в условиях действующих производственных помещений (цехов)
			с полной перемоткой обмотки		без перемотки обмотки ______ в условиях действующих производственных помещений (цехов)		с полной перемоткой обмотки		без перемотки обмотки _______ B yсловиях действующих производственных помещений (цехов)
			в условиях специализированного предприятия	в условиях мастерских			в условиях специализированного предприятия	в условиях мастерских
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Объекты и установки общего назначения
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором ремонтных (электроремонтных) мастерских напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 1	К-7Т-К	16	14,0	16,5	6,4	1,2	0,875	1,031	0,400	0,525	1,556
3			16,0	18,0	6,8	1,3	1,000	1,125	0,425	0,569	1,694
5			17,5	20,0	7,5	1,5	1,094	1,250	0,469	0,659	1,906
10			21,0	24,0	8,5	1,8	1,312	1,500	0,531	0,788	2,288
20			23,0	27,0	9,5	1,9	1,438	1,688	0,594	0,831	2,519
40			28,5	33,0	11,5	2,1	1,781	2,063	0,719	0,919	2,982
60			32,0	38,0	13,5	2,4	2,000	2,375	0,844	1,050	3,425
Электродвигатели бытовых и технологических котельных асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ
а) в обычном общепромышленном исполнении мощностью, кВт:
до 1	К-4Т-К	5	14,0	16,5	6,4	1,2	2,80	3,30	1,28	0,96	4,26
3			16,0	18,0	6,8	1,3	3,20	3,60	1,36	1,04	4,64
5			17,5	20,0	7,5	1,5	3,50	4,00	1,50	1,20	5,20
10			21,0	24,0	8,5	1,6	4,20	4,80	1,70	1,44	6,24
20			23,0	27,0	9,5	1,9	4,60	5,40	1,90	1,52	6,92
40			28,5	33,0	11,5	2,1	5,70	6,60	2,30	1,68	8,28
60			32,0	38,0	13,5	2,4	6,40	7,60	2,70	1,92	9,52
80			36,5	43,0	15,0	2,6	7,30	8,60	3,00	2,08	10,58
б) взрывозащищенные мощностью кВт:
до 1	К-4Т-К	5	18,20	21,45	8,32	1,56	3,64	4,29	1,66	1,25	5,54
3			20,80	23,40	8,84	1,69	4,16	4,68	1,77	1,35	6,03
5			22,75	26,00	9,75	1,95	4,55	5,20	1,95	1,56	6,76
10			23,70	31,20	11,05	2,34	5,46	6,24	2,21	1,87	8,11
20			29,90	35,10	12,35	2,47	5,98	7,02	2,47	1,96	9,00
40			37,05	42,90	14,95	2,73	4,10	3,58	2,99	2,18	10,76
60			41,60	49,40	17,55	3,12	8,32	9,88	3,51	2,50	12,38
80			47,45	55,90	19,50	3,38	9,49	11,18	3,90	2,70	13,88
II. Насосные станции для заводнения нефтяных пластов, насосные станции I, II водоподъемов, насосные станции промыслового и хозяйственно-питьевого водоснабжения
Электродвигатели синхронные напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт:
180	К-Т-К	6	120,96	176,40	151,20	11,59	20,16	29,40	25,20	21,25	50,65
300			141,12	204,12	171,36	14,36	23,53	34,02	28,56	26,33	60,35
460			166,32	241,92	196,56	19,15	27,72	40,32	32,76	35,11	75,43
600			183,96	267,12	216,72	22,93	30,66	44,52	36,12	42,04	86,56
750			209,16	304,92	241,92	28,48	34,86	50,82	40,32	52,21	103,03
1000			226,80	335,16	267,12	34,27	37,80	55,86	44,52	62,83	118,69
2000			284,76	418,32	330,12	48,89	47,46	69,72	50,02	89,63	159,35
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 6(10) кВ, мощностью, кВт:
180	К-5Т-К	6	100,80	147,00	126,00	9,66	16,80	24,50	21,00	8,05	32,55
300			117,60	170,10	142,80	11,97	19,60	28,35	23,80	9,97	38,32
460			138,60	201,60	163,80	15,96	23,10	33,60	27,30	13,30	46,90
600			153,30	222,60	180,60	19,10	25,55	37,10	30,10	15,92	53,02
790			174,30	254,10	201,60	23,70	29,05	42,35	33,60	19,75	62,10
1000			189,00	279,30	222,60	28,56	31,50	46,55	37,10	23,80	70,35
2000			237,30	348,60	275,10	40,70	39,55	58,10	45,85	33,92	92,02
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ в обычном исполнении мощностью, кВт:
до 1	К-5Т-К	6	14,0	16,5	6,4	1,2	2,33	2,75	1,07	1,00	3,75
3			16,0	18,0	6,8	1,3	2,67	3,00	1,13	1,08	4,08
5			17,5	20,0	7,5	1,5	2,92	3,33	1,25	1,25	4,58
10			21,0	24,0	8,5	1,8	3,50	4,00	1,42	1,50	5,50
20			23,0	27,0	9,5	1,9	3,83	4,50	1,58	1,58	6,08
40			28,5	33,0	11,5	2,1	4,75	5,50	1,92	1,75	7,25
60			32,0	38,0	13,5	2,4	5,33	6,33	2,25	2,00	8,33
80			36,5	43,0	15,0	2,6	6,08	7,17	2,50	2,17	2,33
100			40,0	47,0	17,0	2,8	6,67	7,83	2,83	2,33	10,16
180			48,0	70,0	60,0	4,6	8,00	11,67	10,00	3,83	15,50
300			56,0	81,0	68,0	5,7	9,33	13,5	11,33	4,75	18,25
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ взрывозащищенного исполнения, мощность, кВт:
до 1	К-5Т-К	6	18,2	21,4	8,3	1,6	3,03	3,57	1,38	1,33	4,90
3			20,8	23,4	6,8	1,7	3,47	3,90	1,47	1,42	5,32
5			22,7	26,0	9,7	1,9	3,78	4,33	1,62	1,58	5,91
10			27,3	31,2	11,0	2,3	4,55	5,20	1,83	1,92	7,12
20			29,9	35,1	12,3	2,5	4,98	5,85	2,05	2,08	7,93
40			37,0	42,9	14,9	2,7	6,17	7,15	2,48	2,25	9,40
60			41,6	49,4	17,5	3,1	6,93	8,23	2,92	2,58	10,81
80			47,4	55,9	19,5	3,4	7,90	9,32	3,25	2,83	12,15
100			52,0	61,1	22,1	3,6	8,67	10,18	3,66	3,00	13,18
180			62,4	91,0	78,0	6,0	10,40	15,17	13,00	5,00	20,17
300			72,8	105,3	88,4	7,4	12,13	17,55	14,73	6,17	23,72
III. Станки-качалки, установки подготовка нефти, центральный товарный парк, комплексный сборный пункт, компрессорные станции попутного нефтяного газа, газлифтные компрессорные станции, замерные установки, технологические котельные
Электродвигатели станков-качалок асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 10	К-Т-К	2	21,0	24,0	8,50	1,80	10,50	12,00	4,25	0,90	12,90
20			23,0	27,0	9,50	1,90	11,50	13,50	4,75	0,95	14,45
40			28,5	33,0	11,50	2,10	14,25	16,50	5,75	1,05	17,55
60			32,0	38,0	13,50	2,40	16,00	19,00	6,75	1,20	20,20
электродвигатели насосов по перекачке нефти асинхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенные
а) напряжением 0,4 кВ, мощностью, КВт:
до 60	К-9Т-К	5	41,6	49,40	17,55	3,12	8,32	9,88	3,51	5,62	15,50
80			47,45	55,90	19,50	3,38	9,49	11,18	3,90	6,08	17,26
100			52,0	61,10	22,10	3,64	10,41	12,22	4,42	6,55	18,77
180			62,4	91,00	78,00	5,98	12,48	18,20	15,60	10,76	28,96
300			72,8	105,30	88,40	7,40	14,56	21,06	17,68	13,32	34,38
б) напряжением 6(10) кВ мощностью, кВт:
до 300	К-9Т-К	5	152,88	222,13	185,64	15,56	30,58	44,43	37,13	28,01	72,44
450			180,18	262,08	212,94	20,74	36,04	52,42	42,59	37,35	82,77
600			199,29	289,38	234,78	24,84	39,86	57,88	46,96	44,71	102,59
750			226,59	330,33	262,08	30,85	45,32	66,07	52,42	55,53	121,60
1000			245,70	363,09	289,38	37,13	49,14	72,62	57,88	66,83	139,45
2000			308,49	453,18	357,63	52,96	61,70	90,64	71,53	95,33	185,97
Электродвигатели насосов по перекачке нефти синхронные взрывозащищенные напряжением 6(10) кВ, мощностью, кВт:
300	К-9Т-К	5	183,46	266,56	222,77	18,67	36,70	53,32	44,43	33,61	86,93
450			216,22	314,50	281,74	24,90	43,24	62,90	51,11	44,82	107,72
600			239,15	347,26	314,50	29,81	47,83	69,45	56,35	53,66	123,11
750			271,91	396,40	347,26	37,02	54,38	79,28	62,90	66,63	145,91
1000			294,84	435,70	429,16	44,55	58,97	87,14	69,45	80,20	167,34
2000			370,19	543,82	452,09	63,55	74,04 108,76	108,76 114,40	85,83	114,40	223,16
Электродвигатели компрессорных станций попутного нефтяного газа асинхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенные
а) напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт;
до 180	К-3Т-К	2	62,40	91,00	78,00	5,98	31,20	45,50	39,00	8,97	54,47
300			72,80	105,30	88,40	7,41	36,40	53,65	44,20	11,12	63,77
б) напряжением 6(10) кВ, мощностью, кВт:
450	К-3Т-К	2	180,18	262,08	212,94	20,75	90,09	131,04	106,47	31,13	162,17
600			199,29	289,38	234,78	24,84	99,65	144,69	117,39	37,26	181,95
750			226,59	330,33	262,08	30,85	113,30	165,16	131,04	46,28	211,44
1000			245,70	363,09	289,38	37,13	122,85	181,55	144,69	55,70	237,25
2000			308,49	453,18	357,63	52,96	154,24	226,59	178,82	79,44	306,03
Электродвигатели компрессорных станций попутного нефтяного газа синхронные с короткозамкнутым ротором, взрывозащищенные:
а) напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 180	К-3Т-К	2	74,88	109,20	93,60	7,18	37,44	54,60	46,80	10,77	65,37
300			87,36	126,36	106,08	8,89	43,68	63,18	53,04	13,34	76,52
б) напряжением 6(10) кВ, мощностью кВт:
450	К-3Т-К	2	216,22	314,50	255,53	24,90	108,11	157,25	127,77	37,35	194,60
600			239,15	347,26	281,74	29,81	119,58	173,63	140,87	44,72	218,35
750			271,91	396,50	314,50	37,02	135,96	198,25	157,25	55,53	253,78
1000			294,84	435,71	347,26	44,55	147,42	217,86	173,63	66,83	284,69
2000			370,19	543,82	429,16	63,55	185,10	271,91	214,58	95,33	367,24
Электродвигатели газлифтных компрессорных станций напряжением 6(10) кВ, взрывозащищенные
а) асинхронные, мощностью, кВт:
до 5000	К-11Т-К	3	354,90	518,70	395,85	79,17	118,30	172,90	131,95	290,29	463,19
8000			384,93	573,30	417,69	98,28	128,31	191,10	139,23	360,36	551,46
б) синхронные, мощностью, кВт:
до 5000	К-11Т-К	3	425,88	622,44	475,02	95,00	141,96	207,48	158,34	555,81	555,81
8000			461,92	687,96	501,23	153,97	153,97	229,32	167,08	432,45	661,77
Электродвигатели приточных и вытяжных систем вентиляции асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ:
а) в обычном общепромышленном исполнении, мощностью, кВт:
до 1	К-4Т-К	5	14,00	16,50	6,40	1,20	2,80	3,30	1,28	0,96	4,26
3			16,00	18,00	6,80	1,30	3,20	3,60	1,36	1,04	4,64
5			17,50	20,00	7,50	1,50	3,50	4,00	1,50	1,20	5,20
10			31,00	24,00	8,50	1,80	4,20	4,80	1,70	1,44	6,24
б) взрывозащищенные мощностью, кВт:
до 1	К-4Т-К	5	18,20	21,45	8,32	1,56	3,64	4,29	1,66	1,25	5,54
3			20,80	23,40	6,84	1,69	4,16	4,68	1,77	1,35	6,03
5			22,75	26,00	9,75	1,95	4,55	5,20	1,95	1,56	6,76
10			27,30	31,20	11,05	2,34	5,46	6,24	2,21	1,87	8,11
Электродвигатели задвижек асинхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенные напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт
до 1	К-5Т-К	6	18,20	21,45	8,32	1,56	3,03	3,57	1,39	1,30	4,67
3			20,80	23,40	8,84	1,69	3,46	3,90	1,47	1,41	5,31
5			22,75	26,00	9,75	1,95	3,79	4,33	1,62	1,62	5,95
10			27,30	31,20	11,05	2,34	4,55	5,20	1,84	1,95	7,15
Автоматы для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб АПР-2ВБ, ключ механический универсальный КМУ, электрокабеленаматыватель (мехкатушка)
Электродвигатель асинхронный с короткозамкнутым ротором взрывозащищенный напряжением 0,4 кВ, мощностью кВт
до 1	К-3Т-К	2	18,20	21,45	8,32	1,56	9,10	10,72	4,16	2,34	13,06
3			20,80	23,40	8,84	1,69	10,40	11,70	4,42	2,54	14,24
5			22,75	26,00	9,75	1,95	11,37	13,00	4,87	2,92	15,92
10			27,30	31,20	11,05	2,34	13,65	15,60	5,25	3,51	19,11

Приложение 35

Основные показатели системы планового ремонта силовых трансформаторов

Трансформаторы	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла,	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Трансформаторы силовые маслонаполненные двухобмоточные типа ТМ напряжением до 10 кВ, мощностью, кВа:
10	К-4Т-К	5	45,3	4,3	9,060	3,440	12,500
25			50,4	5,0	10,080	4,008	14,088
40			57,0	5,2	11,400	4,160	15,560
60			62,9	5,8	12,580	4,640	17,220
100			72,9	6,2	14,580	4,960	19,540
160			91,9	8,5	18,380	6,800	25,180
250			111,3	9,6	22,260	7,680	29,940
400			153,3	14,7	30,600	11,760	42,420
630			191,5	15,4	38,300	12,320	50,620
1000			220,0	19,7	44,000	15,760	59,760
1600, 2500			230,8	25,5	46,160	20,400	66,560
4000			263,5	27,6	52,700	22,080	74,780
Трансформаторы силовые маслонаполненные двухобмоточные напряжением 35/6 кВ типов:
ТМ 4000/35	К-4Т-К	5	275,3	28,2	55,060	22,560	77,620
ТМ 6300/35			304,4	30,3	60,880	24,240	85,120
ТД 10000/35			452,7	42,1	90,540	33,680	124,220
ТДНС 15000/35			537,1	48,9	107,420	39,120	146,540
ТДН 20000/35			666,5	53,5	133,300	42,800	176,100
ТРДН 32000/35			731,8	80,5	146,360	64,400	210,760
Трансформаторы силовые маслонаполненные двухобмоточные напряжением 110/6 кВ типов:
ТДН 31500/110	К-5Т-К	6	797,2	64,8	132,867	54,000	186,867
ТД 40000/110			863,1	81,0	143,850	67,500	211,350
ТДНГ 60000/110, 63000/110			984,5	84,1	164,083	70,083	234,166
Трансформаторы силовые маслонаполненные трехобмоточные напряжением 110/35/6 кВ типов:
ТРДН, ТДТН-40000/110	К-5Т-К	6	874,2	79,9	145,700	66,583	212,283
ТДТНГЭ-60000/110, 63000/110			968,4	101,8	161,400	84,833	246,233
ТДЦНГУ-80000/110			1122,5	112,6	187,083	93,833	280,916
Трансформаторы силовые типа ТМЗ напряжением до 10 кВ, мощностью, кВа:
630	К-4Т-К	5	191,5	15,4	38,300	12,320	50,620
1000			220,0	19,7	44,000	15,760	59,760
1600			230,8	25,5	46,160	20,400	66,560
Трансформаторы однофазные сухие типов:			6,5	1.2	1,083	1,000	2,083
ОСО, мощностью 0,25 кВа	К-5Т-К	6	6,5	1,2	1,083	1,000	2,083
ОСВ, мощностью 0,25-3 кВа			6,5	1,2	1,083	1,000	2,083
ОСО-0,4, мощностью 0,2-5 кВа			8,7	1.8	1,450	1,500	2,950
ТБС-2, мощностью 1 кВа			11,0	2,3	1,833	1,917	3,750
ТПД, мощностью 0,05-0,25 кВа			11,0	2,3	1,833	1,917	3,750
ТС, мощностью 2,5 кВа			18,4	3,4	3,067	2,833	5,900
Трансформаторы трехфазные сухие типов:
ТС-40	К-4Т-К	5	43,9	5,7	8,780	4,560	13,340
TC-180			79,6	9,6	15,920	7,680	23,600
TC3-4-10			38,2	4,6	7,640	3,680	11,320
TC3-15-22			42,5	5,1	8,500	4,080	11,880
ТСЗ-35-50			47,7	5,7	9,540	4,560	14,100
TCЗ-100			73,8	8,8	14,760	7,040	21,800
TCЗ-701			150,8	18,1	30,160	14,480	44,640
TCB-4-10			38,2	4,6	7,640	3,680	11,320
ТСЗВ-360			126,0	15,1	25,200	12,080	37,280
Трансформатор местного освещения типа ЯТП, мощностью 0,25 кВа, напряжением 36 В	К-5Т-К	6	8,0	1,2	1,333	1,000	2,333

Приложение 36

Основные показатели системы планового ремонта электрических аппаратов высокого напряжения

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час.			Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час.
			капитальный		текущий	капитальный	текущий	всего
			основные работы	дополнительные работы
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Трансформатор тока напряжением: до 110 кВ
ТФНД - 110 М	K-5T-K	6	14,5	7,5 (замена блока) 3,9 (замена масла)	4	4,317	3,333	7,650
до 35 кВ
ТФНД-35М, ТФНД-35, ТФН-35	К-5Т-К	6	6,3	4,9 (замена блока) 3,9 (замена масла)	2,8	2,517	2,333	4,850
до 10 кВ
ТПОЛ, ТПФ-6, ТПФМ-10, ТПЛ, ТК-4, ТК (0-49)	T	1	-	-	2,9		2,9	2,9
Трансформаторы тока напряжением: до 110 кВ
НКФ - 110	K-5T-K	6	13,7	12,4 (замена масла)	3,7	5,617	3,083	8,700
до 35 кВ
НОМ-35	К-5Т-К	6	8,0	3,4 (замена масла) 4,4 (замена блока)	2,8	2,633	2,333	4,966
до 10 кВ	К-5Т-К	6
НОМ-6			4,3	-	0,6	0,717	0,500	1,217
НОМ-10			4,8	-	0,7	0,800	0,583	1,383
НТМК-6			7,2	-	1,5	1,200	1,250	2,450
НТМП-6			9,4	-	2,9	1,567	2,417	3,984
НТМК-10			8,1	-	1,6	1,350	1,333	2,683
НТМП-10	К-4Т-К		10,7	-	3,6	1,783	3,000	4,783
Реакторы сухие		5	38,1	-	4,5	7,620	3,600	11,220
Реакторы маслонаполненные	К-5Т-К	6	101,6	-	12,0	16,933	10,000	26,933
Выключатели масляные напряжением: до 110 кВ
МКП-110, МКП-110М, У-110	К-5Т-К	6	110,3	23,4	16,1	22,283	13,417	35,700
ВМК-110, ВМК-110М			105,3	7,8	16,1	18,850	13,417	32,267
МГ-110			81,0	6,5	14,8	14,583	12,333	26,916
ММО-110			133,9	28,3	24,3	27,033	20,250	47,283
до 35 кВ
ВМП-16, ВМП-14	К-5Т-К	6	13,1	1,0	4,4	2,350	3,667	6,017
ВМК-35Э			27	0,4	6,3	4,567	5,250	9,817
НМ-16, ВМ-14	К-5Т-К		13,3	1,0	4,4	2,383	3,667	6,050
МКП-35		6	31,4	3,0	7,4	5,733	6,167	11,900
ВМ-23, ВМ-22			15,4	1,5	4,4	2,817	3,667	6,484
Вм-35, ВМК-35, ВТ-35, ВТД-35, С-35			26,9	2,5	7,4	4,900	6,167	11,067
ВМП-35П, ВМПЭ-35			24,0	-	6,3	4,000	5,250	9,250
до 10 кВ
ВМГ-10	К-2Т-К	3	16,7	-	4,3	5,567	2,867	8,434
ВМП-10, ВМП-10П, ВМП-10К, ВММ-10, ВМПП-10			24,2	-	4,9	6,067	3,267	11,334
ВГ-10			16,6	-	4,2	5,533	2,800	8,333
ВМ-10			13,6	1,0	4,4	4,867	2,933	7,800
МГГ-10			32,2	-	6,2	10,733	4,133	14,866
ВМБ-10			13,3	1,0	4,4	4,767	2,933	7,700
Разъединителя напряжением:
до 110 кВ
ВЛН-110	К-2Т-К	3	32,6	2,7	6,9	11,767	4,600	16,367
РЛНД-110, РНДЗ-110			26,8	3,4	5,7	10,067	3,800	13,867
РОНЗ-110			28,9	5,0	7,4	11,300	4,933	16,233
до 35 кВ
РЛН-35	К-2Т-К	3	22,0	1,4	5,0	7,800	3,333	11,133
РЛНД-35, РНДЗ-35			16,9	2,3	4,3	6,067	2,867	8,934
до 10 кВ
РЛН-6, РЛН-10	К-2Т-К	3	7,4	1,4	3,5	2,933,	2,333	5,266
РВФ			5,4	-	1,4	1,800	0,933	2,733
РЛНД-6, РЛНД-10			7,0	1,4	3,3	2,800	2,200	5,000
РВЛ-111			2,8	-	0,8	0,933	0,533	1,466
РВ	К-2Т-К	3	4,3	-	1,3	1,433	0,867	2,300
Отделители напряжением:
до 110 кВ
ОД-110М, ОДЗ-110М	К-2Т-К	3	31,6	3,4	5,8	11,667	3,867	15,534
до 35 кВ
ОД-35, ОДЗ-35	К-2Т-К	3	20,3	2,3	4,2	7,533	2,800	10,333
Короткозамыкатели напряжением:
до 110 КВ
КЗ-110-НЗ-110М	К-2Т-К	3	12,1	-	3,7	4,033	2,467	6,500
до 35 КВ КЗ-35	К-2Т-К	3	14,2	-	3,9	4,733	2,600	7,333
Заземлители ЗОH-110M, ЗОН-110У	К-2Т-К	3	6,6	-	2,6	2,200	1,733	3,933
Разрядник трубчатый типа РТВ	К-2Т-К	3	3,0	-	0,5	1,000	0,333	1,333
Разрядники вентильные типа:
РВП-6	К-7Т-К	8	6,3	-	0,8	0,788	0,700	1,488
РВС-35			12,7	-	1,5	1,588	1,313	2,901
Предохранители серии:
ПК, ПКТ	Т	1	-	-	2,0	-	2,000	2,000
НПН, ПН, ПР			-	-	0,5	-	0,500	0,500

Приложение 37

Основные показатели системы планового ремонта электрических аппаратов напряжением до 1000 В

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Рубильники с центральной рукояткой на номинальный ток А:
до 400	К-3Т-К	4	-	0,8	-	0,600	0,600
600			2,5	0,9	0,625	0,675	1,300
800			3,0	1,0	0,750	0,750	1,500
1000			4,0	1,4	1,000	1,050	2,050
1500			6,0	2,0	1,500	1,500	3,000
Переключатели с центральной рукояткой на номинальный ток, А:
до 200	К-3Т-К	4	-	0,8	-	0,600	0,600
400			-	1,2	-	0,900	0,900
600			5,0	1,6	1,250	1,200	2,450
Выключатели автоматические воздушные универсальные с рычажными и электромагнитными приводами на номинальный ток, А:
до 400	К-3T-K	4	-	3,0	-	2,250	2,250
600			12,0	3,6	3,000	2,700	5,700
800			16,0	4,8	4,000	3,600	7,600
1000	К-3Т-К	4	21,0	6,0	5,250	4,500	9,750
1500			28,0	8,0	9,333	6,000	15,333
То же, с электродвигательным приводом на номинальный ток, А:
до 400	К-3Т-К	4	30,0	10,0	7,500	7,500	15,000
800			40,0	14,0	10,000	10,500	20,500
1000			50,0	16,0	12,500	12,000	24,500
1500			60,0	20,0	15,000	15,000	30,000
Выключатели автоматические установочные трехфазные на номинальный ток, А:
до 200	Т	1	-	2,0	-	2,000	2,000
400	Т	1	-	3,0	-	3,000	3,000
600	К-3Т-К	4	12	4,0	3,000	3,000	6,000
Пускатели магнитные нереверсивные для электродвигателей мощностью, кВт;
до 17	К-2Т-К	3	-	2,0	-	1,333	1,333
30			8,0	2,4	2,667	1,600	4,267
55			10,0	3,0	3,333	2,000	5,333
75			12,0	4,0	4,000	2,667	6,667
Контакторы постоянного тока на номинальный ток, А:
до 150	К-2Т-К	3	-	3,0	-	2,000	2,000
350			-	4,0	-	2,667	2,667
600			15,0	5,0	5,000	3,333	8,333
Контакторы электромагнитные воздушные на номинальный ток, А:
до 160	К-2Т-К	3	-	2,5	-	1,667	1,667
400			-	3,5	-	2,333	2,333
630			14,0	4,5	4,667	3,000	7,667
Контакторы переменного тока на номинальный ток, А:
до 150	К-2Т-К	3	-	4,0	-	2,667	2,667
300			-	5,0	-	3,333	3,333
600			18,0	8,0	6,000	4,000	10,000
Пакетные выключатели на номинальный ток, А:
до 63	Т	0,25	-	1,5	-	6,000	6,000
100			-	2,0	-	8,000	8,000
250			-	3,0	-	12,000	12,000
400			-	4,0	-	16,000	16,000
Командоаппараты кулачковые регулируемые с числом рабочих цепей:
до 6	К-11Т-К	4	9,0	3,0	2,250	8,250	10,500
8			14,0	5,0	3,500	13,750	17,250
16			45,0	16,0	11,250	44,000	55,250
24			52,0	18,00	13,000	49,500	62,500
Командоаппараты кулачковые нерегулируемые с числом рабочих цепей:
до 6	К-11Т-К	4	6,0	2,0	1,500	5,500	7,000
10			9,0	3,0	2,250	8,250	10,500
13			12,0	4,2	3,000	11,550	14,550
Контроллеры кулачковые постоянного и переменного тока с сопротивлением для электродвигателей мощностью, кВт:
до 25	K-11Т-K	4	15,0	5,0	3,750	13,750	17,500
45			17,0	6,0	4,250	16,500	20,750
65			18,0	7,0	4,500	19,250	23,750
80			21,0	8,0	5,250	22,000	27,250
110			25,0	8,0	6,250	22,000	28,250
Контролеры магнитные крановые переменного тока для управления одним двигателем мощностью, кВт:
6-36	K-11Т-K	4	30,0	10,0	7,500	27,500	35,000
20-100			40,0	14,0	10,000	38,500	48,500
Командоконтроллеры с количеством цепей:
6	К-11Т-К	4	8,0	3,0	2,000	8,250	10,250
12			11,0	4,0	2,750	11,000	13,750
Универсальные ключи и переключателя с числом секций:
4	Т	0,25	-	0,4	-	1,600	1,600
8			-	0,4	-	1,600	1,600
12			-	0,8	-	3,200	3,200
16				1,0	-	4,000	4,000
Кнопки управления (на 10 шт.) с числом кнопок:
2	Т	1	-	2	-	2,0	2,0
3	Т	1	-	3	-	3,0	3,0
Реостаты пусковые масляные для двигателей мощностью, кВт:
500-700	К-11Т-К	2	50,0	18,0	25,000	99,000	124,000
Расчеты возбуждения для генераторов низкого напряжения в зарядных генераторов мощностью, кВт:
300	К-11Т-К	2	12,0	4,0	6,000	22,000	28,000
550			15,0	5,0	7,500	27,500	35,000
840			18,0	6,0	9,000	33,000	42,000
Муфты электромагнитные с передаваемым моментом, Н/м:
1000	К-7Т-К	2	6,0	2,0	3,000	7,000	10,000
1600			8,0	3,0	4,000	10,500	14,500
Муфты электромагнитные для дистанционного управления с моментом сцепления, Н/м:
1,5 - 62	К-7Т-К	2	6,0	2,0	3,000	7,000	10,000
96-244			7,0	2,1	3,500	7,350	10,850
890-1570			9,0	2,7	4,500	9,450	13,950
Электромагниты тормозные переменного тока с тяговым усилием, Н:
350	К-7Т-К	2	12,0	4,0	6,000	14,000	20,000
700	К-7Т-К	2	17,0	6,0	8,500	21,000	29,500
1150			25,0	8,0	12,500	28,000	40,500
1400			30,0	11,0	15,000	38,500	53,500
Пункты распределительные силовые с числом установочных трехфазных автоматических выключателей, шт.;
4	К-5Т-К	6	20,0	8,0	3,333	6,667	10,000
6			30,0	10,0	5,000	8,333	13,333
8			40,0	14,0	6,667	11,667	18,334
10			50,0	16,0	8,333	13,333	21,666
12			60,0	20,0	10,000	16,667	26,667
Щитки осветительные распределительные с числом автоматических выключателей, шт.:
4	К-3Т-К	6	14,0	5,0	2,333	4,167	6,500
8			18,0	6,0	3,000	5,000	8,000
16			25,0	8,0	4,167	6,667	10,834
20			30,0	11,0	5,000	9,167	14,167
30			35,0	13,0	5,833	10,833	16,666
Приводы с магнитным усилителем трехфазные на номинальную мощность
до 1,5 кВт	K-11T-К	3	30,0	12,0	10,000	44,000	54,000
Электроосветительная арматура (10 светильников) в нормальных помещениях
- с одной лампой накаливания	Т	2	-	2,5	-	1,25	1,25
- с люминесцентными лампами с числом ламп до двух	Т	2	-	3,0	-	1,5	1,5
- то же с числом ламп четыре и более			-	4,0	-	2,0	2,0
- во взрывобезопасном исполнении	К-Т-К	1	10,0	3,0	10,0	3,0	13,0
Электроосветительная арматура (10 светильников) наружной установки
- с одной лампой накаливания	Т	1	-	2,5	-	2,5	2,5
- с люминесцентными лампами с числом ламп до двух			-	3,0	-	3,0	3,0
- то же с числом ламп четыре и более			-	4,0	-	4,0	4,0

Приложение 38

Основные показатели системы планового ремонта трансформаторных подстанций и распределительных устройств 6-10 кВ

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Распределительные устройства типа КСО-2УМ
Ячейка ввода	К-5T-K	3	71,0	5,5	23,67	9,17	32,84
Ячейка трансформатора напряжения-разрядника			49,1	5,5	16,37	9,17	25,54
Фидерная ячейка			71,0	5,5	23,67	9,17	32,84
Ячейка статических конденсаторов			54,6	4,2	18,20	7,00	25,20
Ячейка трансформатора собственных нужд			49,1	3,8	16,37	6,33	22,70
2. Передвижные чехословацкие подстанции 35/6 кВ на 4 отходящие линии
на подстанцию	К-5Т-К	6	458,6	35,3	76,43	29,42	105,85
3. Подстанция комплектная типа ППМБ
на подстанцию	К-5Т-К	6	148,5	11,4	24,75	9,5	34,25
4. Подстанции комплектные типа ППМБ
Промысловые трансформаторные подстанции	К-5Т-К	6	163,8	12,6	27,30	10,50	37,80
5. Столбовые (мачтовые) трансформаторные подстанции
На подстанцию	K-5T-К	6	43,7	3,4	7,28	2,83	10,11
6. Станции управления скважинами, оборудованными электропогружными насосами
На станцию	К-Т-К	2	63,0	25,0	31,50	12,50	44,00
7. Станция управления глубиннонасосными скважинами
На станцию	К-3Т-К	2	24,9	10,0	12,45	15,00	27,45

Приложение 39

Основные показатели системы планового ремонта электрических сетей, линий связи и заземляющих устройств

Наименование оборудования		Структура ремонтного цикла	Продолжительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
				капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1		2	3	4	5	6	7	8
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные к земле, на 1000 м сечением,
16-32		К-Т-К	5	50	15	10,000	3,000	13,000
50-70				75	23	15,000	4,600	19,600
95-120				90	27	18,000	5,400	23,400
150-185				120	36	24,000	7,200	31,200
240				160	48	32,000	9,600	41,600
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные по кирпичным и бетонным основаниям, на 1000 м, сечением :
16-35		К-Т-К	5	60	18	12,000	3,600	15,600
50-70				95	30	19,000	6,000	25,000
95-120				110	35	22,000	7,000	29,000
150-185				150	45	30,000	9,000	39,000
240				200	60	40,000	12,000	52,000
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные в непроходных каналах и трубах на 1000 м, сечением,
15-35		К-T-K	5	80	24	16,000	4,800	20,800
50-70				120	36	24,000	7,200	31,200
95-120				145	45	29,000	9,000	38,000
150-185				190	55	38,000	11,000	49,000
240				250	75	50,000	15,000	65,000
Внутрицеховые силовые сети, проложенные в трубах, в чистых и сухих помещениях на 100 м провода с затягиванием одного провода сечением,
1,5-6		К-5Т-К	12	6	2	0,500	0,833	1,333
10-16				8	2,5	0,667	1,042	1,709
25-35				11	3,5	0,917	1,458	2,375
50-70				14	4,2	1,167	1,750	2,917
95-120				17	5	1,417	2,083	3,500
то же, с затягиванием двух проводов сечением,
1,5-6		К-5Т-К	12	9	3	0,157	1,250	1,407
10-16				11	3,5	0,917	1,458	2,375
25-35				14	4,2	1,167	1,750	2,917
50-70				20	6	1,667	2,500	4,167
96-120				25	7,4	2,083	3,125	5,208
то же, с затягиванием трех проводов сечением,
1,5-4		К-5Т-К	12	12	3,5	1,000	1,500	2,500
10-16				14	4,2	1,167	1,750	2,917
25-35				17	5,1	1,417	2,125	3,542
50-70				26	8	2,167	3,333	5,500
95-120				33	10	2,760	4,167	6,917
то же, с затягиванием четырех проводов сечением,
1,5-6		К-5Т-К	12	16	5	1,333	2,083	3,416
10-16				18	6	1,500	2,500	4,000
25-45				22	7	1,833	2,917	4,750
50-70				32	9	2,667	3,750	6,417
95-120				41	12	3,417	6,000	8,417
Внутрицеховые силовые сети, проложенные в трубах, в помещениях с повышенной жесткостью на 100 м провода с затягиваниями одного провода сечением,
1,5-6		К-5Т-К	6	6	2	1,000	1,667	2,667
10-16				8	2,5	1,333	2,063	3,416
25-35				11	3,6	1,833	2,917	4,750
50-70				14	4,2	2,333	3,500	5,833
96-120				17	5	2,833	4,167	7,000
То же, с затягиванием двух проводов сечением,
1,5-6		К-6Т-К	6	9	3	1,500	2,500	4,000
10-16				11	3,6	1,833	2,917	4,750
25-35		К-5Т-К	6	14	4,2	2,333	3,500	5,833
50-70				20	6	3,333	5,000	8,333
95-120				25	7,5	4,167	6,250	10,417
то же, с затягиванием трех проводов сечением, :
1,5-6		К-5Т-К	6	12	3,6	2,000	3,000	5,000
10-16				14	4,2	2,333	3,500	5,833
25-35				17	5,1	2,833	4,250	7,083
50-70				26	8	4,333	6,667	11,000
95-120				33	10	5,500	8,333	13,633
то же, с затягиванием четырех проводов сечением,
1,5-6		К-5Т-К	6	16	5	2,667	4,167	6,834
10-16				18	6	3,000	5,000	8,000
35-35				22	7	3,667	5,633	9,500
50-70				32	9	5,333	7,500	12,833
95-120				41	12	6,833	10,000	16,833
Внутрицеховые силовые сети, проложенные изолированным проводом по кирпичным и бетонным основаниям, на 100 м провода сечением,
1,5-6		К-5Т-К	12	18	6	1,500	2,500	4,000
10-16				24	8	2,000	3,333	5,333
25-35				30	10	2,500	4,167	6,667
50-70				36	12	3,000	5,000	8,000
свыше 70				45	15	3,750	6,250	10,000
Осветительные сети из кабеля, провода, шнура по кирпичным и бетонным основаниям на 100 м провода, сечением, :
2x1,5-4		К-5Т-К	12	20	6	1,667	2,500	4,167
3x2,5-4				25	8	2,083	3,333	5,416
То же, при скрытой проводке сечением, :
2x1,5-4				30	9	2,500	3,750	6,260
3x2,5-4				36	10	3,000	4,167	7,167
Открытые ???# и шинопроводы на 10 м для тока, А:
600		К-Т-К	6	8	2,3	1,333	0,383	1,716
1600				10	3	1,667	0,500	2,167
3400				13	3,7	2,167	0,617	2,784
4000				16	4,57	2,667	0,762	3,429
Воздушные линии напряжением до 1000 В на деревянных опорах на 1000 м однолинейного провода сечением,
до 35		К-9Т-Х	10	30	9	3,000	8,100	11,100
50				40	12	4,000	10,800	14,800
70				50	15	5,000	13,500	18,500
95 и более				60	18	6,000	16,300	32,200
То же, на металлических и железобетонных опорах, :
до 35		К-4T-К	15	20	6	1,333	1,600	2,933
50				30	9	2,000	2,400	4,400
70				40	12	2,667	3,200	5,867
95 и более				50	15	3,333	4,000	7,333
Воздушные линии напряжением 6 кВ на деревянных опорах, на 1000 м
однолинейного провода		К-2Т-К	10	50	16,3	5,000	3,260	8,260
То же, на металлических и
железобетонных опорах		К-6Т-К	20	33,13	11,3	1,656	3,390	5,046
Воздушная линия напряжением 35-110 кВ на железобетонных и металлических опорах на 1000 м однолинейного провода
		К-6Т-К	20	105	35	5,250	10,500	15,750
Заземляющие проводники распределительные на 100 ед. оборудования подстанций, насосных, механических цехов и др.
		К-4Т-К	6	105	35	17,500	23,330	40,830
Заземляющие проводники магистраль-
вые на 100 м		К-4Т-К	6	60	20	10,000	13,330	23,330
Заземляющие проводники воздушных линий электропередач
на 100 опор		К-К	10	60	-	6,000	-	6,000

Приложение 40

Основные показатели системы планового ремонта аккумуляторных батарей

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Продолжительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Щелочные аккумуляторные батареи напряжением 12,5 В, емкостью, Ar:
60-100	К-9T-K	10	10	1,5	1,00	1,35	2,35
250-300			12	2	1,20	1,80	3,00
400-500			15	3	1,50	2,70	4,20
То же, напряжением 25 В, емкостью, Ar:
60-100	К-9Т-К	10	20	4	2,00	3,60	5,60
250-300			24	4	2,40	3,60	6,00
400-500			30	5	3,00	4,50	7,50
То же, напряжением 32,5 В, емкостью, Ar:
60-100	К-9Т-К	10	26	3	2,60	2,70	5,30
250-300			32	5	3,20	4,50	7,70
400-500			40	6	4,00	5,40	9,40
То же, напряжением 50 В, емкостью, Ar:
60-100	K-9T-K	10	40	6	4,00	5,40	9,42
250-300			48	7	4,80	6,30	11,10
400-500	К-9Т-К	10	60	9	6,00	8,10	14,10
Аккумуляторные батареи кислотные: типа СКиС с поверхностными положительными и отрицательными коробчатыми пластинами в стеклянных сосудах напряжением 12-24 В, емкостью, Ar:
до 72	К-9Т-К	10	120	20	12,00	18,00	30,00
144			130	24	13,00	21,60	34,60
288			140	30	14,00	27,00	31,00
432			150	30	15,0	27,00	42,00
Тo же, напряжением 48 В, емкостью, Ar:
до 72	К-9Т-К	10	140	30	14,00	27,00	41,00
144			160	40	16,00	36,00	52,00
288			170	40	17,00	36,00	53,00
432			172	40	17,50	36,00	53,50
То же, напряжением 60 В, емкостью, Аr:
до 72	К-9Т-К	10	160	40	16,00	36,00	52,00
144			175	40	17,50	36,00	53,50
288			180	40	18,00	36,00	54,00
432			200	40	20,00	36,00	56,00
То же, напряжением 110 В, емкостью, Ar:
до 72	К-9Т-К	10	220	40	22,00	36,00	58,00
144			250	50	25,00	45,00	70,00
288			270	55	27,00	49,50	76,50
432			290	60	29,00	54,00	83,00
То же, напряженней 220 В, емкостью, Ar:
до 72	К-9Т-К	10	360	70	36,00	63,0	99,00
144			400	80	40,00	72,00	112,00
288			460	90	46,00	81,00	127,00
432			500	100	50,00	90,00	140,00
Аккумуляторные батареи кислотные типа СН с камазными положительными и отрицательными пластинами в закрытых сосудах напряжением 12-24 В, емкостью, Ar:
до 72	К-2Т-К	3	120	20	40,00	13,33	53,33
144			130	24	43,33	16,00	59,33
288			140	30	46,67	20,00	66,67
432			150	30	50,00	20,00	70,00
То же, напряжением 48 В, емкостью, Ar:
до 72		3	140	30	46,67	20,00	66,67
144			160	40	53,33	26,67	80,00
288			170	40	56,67	26,67	83,34
432			175	40	58,33	26,67	85,00
То же, напряжением 60 В, емкостью, Ar:
до 72	К-2Т-К	3	160	40	53,33	26,67	80,00
144			175	40	58,39	26,67	85,00
288			180	40	60,00	26,67	86,67
432			200	40	66,67	26,67	93,34
То же, напряжением 110В, емкостью, Ar:
до 72	К-2Т-К	3	220	40	73,33,	26,67	100,00
144			250	50	83,33	33,33	116,66
288			270	55	90,00	36,67	126,67
432			290	60	96,67	40,00	136,67
То же, напряжением 220 В, емкостью, Ar:
до 72	К-2Т-К	3	360	70	120,00	40,67	166,67
144			400	80	133,33	53,33	186,66
286			460	90	153,33	60,00	213,33
432			500	100	166.67	66,67	233,34

Приложение 41

Основные показатели системы планового ремонта конденсаторных установок и электропечей сопротивления

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Продолжительность ремонтного цикла, года	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Конденсаторные установки
Установки конденсаторные для повышения коэффициента мощности напряжением до 10,5 кВ, мощностью, кВАр:
до 80	К-7Т-К	8	30	10	3,750	8,750	12,500
100			40	14	5,000	12,250	17,250
250			60	20	7,500	17,500	25,000
330			70	24	8,750	21,000	29,750
400			80	28	10,000	24,500	34,500
500			100	35	12,500	30,625	43,125
750			120	40	15,000	35,000	50,000
1000			140	50	17,500	43,750	61,250
Установки конденсаторные нерегулируемые для погашения коэффициента мощности напряжением 380 В на номинальную мощность, кВАр:
100	К-7Т-К	8	50	15	6,250	13,125	19,375
150			70	20	8,750	17,500	26,250
300			90	25	11,250	21,875	33,125
То же, регулируемые на номинальную мощность, кВАр
75	К-7Т-К	8	60	18	7,500	15,750	23,250
100			80	24	10,000	21,000	31,000
300			120	30	15,000	26,250	41,250
Электропечи сопротивления
до 15 кВт	К-5Т-К	2	6	20	12,300	8,200	20,500
30 кВт	К-5Т-К	2	9	30	18,450	12,300	30,750
45 кВт	К-5Т-К	2	12	40	24,600	16,400	41,000
60 КВТ	К-5Т-К	2	15	50	30,750	20,500	51,250
75 кВт	К-5Т-К	2	18	60	36,900	24,600	61,500
90 кВт	К-5Т-К	2	20	70	41,000	28,700	69,700
100 кВт	К-5Т-К	2	27	90	55,350	36,900	92,250
110 кВт и более	К-5Т К	2	33	110	67,650	45,100	112,750

Приложение 42

Основные показатели системы планового ремонта электросварочного оборудования

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Продолжительность ремонтного цикла, года	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			капитальный	текущий	капитальный	текущий	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
Работающие в стационарных условиях
Сварочные трансформаторы на номинальный сварочный ток, А:
160	К-2Т-К	3	30	10	10,000	6,667	16,667
250			35	10	11,667	6,667	18,334
315			40	12	13,333	8,000	21,333
500			60	18	20,000	12,000	32,000
1000			90	27	30,000	18,000	48,000
Однопостовые сварочные преобразователи на номинальный ток, А:
120	К-2Т-К	3	70	24	23,333	16,000	39,333
300			80	28	26,667	18,667	45,334
500			120	40	40,000	26,667	66,667
1000			180	60	60,000	40,000	100,000
Многопостовые сварочные преобразователи на номинальный сварочный ток, А:
500	К-2Т-К	3	160	55	53,333	36,667	90,000
1000			220	75	73,333	50,000	123,333
Однопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
125	К-2Т-К	3	70	24	23,333	16,000	39,333
315			100	35	33.333	23,333	56,666
500			180	60	60,000	40,000	100,000
630			220	80	73,333	53,333	126,666
1000			250	90	83,333	60,000	143,333
Многопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
1000	К-2Т-К	3	300	100	100,000	66,667	166,667
1600			400	140	133,333	93,333	226,666
3000			550	190	183,333	126,667	310,000
Реостаты балластные на 30 А			20	6	6,667	4,000	10,667
Осцилляторы			23	8	7,667	5,333	13,000
Передвижные
Сварочные трансформаторы на номинальный сварочный ток, А:
160	К-3Т-К	1	30	10	30,000	30,000	60,000
250			35	10	35,000	30,000	65,000
315			40	12	40,000	36,000	76,000
500			60	18	60,000	54,000	114,000
1000			90	27	90,000	81,000	171,000
Однопостовые сварочные преобразователи на номинальный сварочный ток, А:
120	К-3Т-К	1	70	24	70,000	72,000	142,000
300			80	28	80,000	84,000	164,000
500			120	40	120,000	120,000	240,000
1000			180	60	180,000	180,000	360,000
Многопостовые сварочные преобразователя на номинальный сварочный ток, А:
500	К-3Т-К	1	160	55	160,000	165,000	325,000
1000			220	75	220,000	225,000	445,000
Сварочные генераторы постоянного тока для передвижных сварочных агрегатов на номинальный ток, А:
120	К-3Т-К	1	50	17	50,000	51,000	101,000
300			60	24	60,000	72,000	132,000
500			80	38	80,000	84,000	164,000
1000			130	45	130,000	135,000	265,000
Однопортовые сварочные выпрямят на номинальный сварочный ток, А:
125	К-3Т-К	1	70	24	70,000	72,000	142,000
315			100	35	100,000	105,000	205,000
500			180	60	180,000	180,000	360,000
630	К-3Т-К	1	220	80	220,000	240,000	460,000
1000			250	90	250,000	270,000	520,000
Многопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
1000	К-3Т-К	1	300	100	300,000	300,000	600,000
1600			400	140	400,000	420,000	820,000
3000			550	190	550,000	570,000	1120,000
Реостаты балластные на 30 А	К-3Т-К	1	20	6	20,000	18,000	38,000
Осцилляторы	К-3Т-К	1	23	8	23,000	24,000	47,000
Машины контактной электросварки обсадных и бурильных труб модностью, кВА
100	К-3Т-К	1	140	50	140,000	150,000	290,000
150			200	60	200,000	180,000	380,000
190			250	75	250,000	225,000	475,000
300			300	100	300,000	300,000	600,000

Приложение 43

Основные показатели системы планового ремонта электрической части кранов, электрокран-балок и подъемников

Наименование оборудования, грузоподъемность, т	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
			текущий	капитальный	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Работающие на переменном токе в защищенных помещениях
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	К-2Т-К	3	80,6	174,7	44,28	47,75	92,03
10			105,8	229,3	58,13	62,67	120,80
15			115,9	251,2	63,67	68,66	132,33
20-30			161,3	349,4	88,62	95,50	184,12
б) краны электрические консольно-поворотные
0,5			20,2	43,7	11,09	11,95	23,04
1,5			22,7	49,1	12,47	13,42	25,89
2			37,8	61,9	20,77	22,39	43,16
3			50,4	109,2	27,69	29,85	57,54
5			58,0	125,6	31,86	34,33	66,19
в) тали электрические
0,25-0,5			10,1	21,8	4,94	5,31	10,25
1			15,1	32,8	8,30	8,96	17,26
2			17,6	38,2	9,67	10,44	20,11
3-5			20,2	43,7	11,09	11,95	23,04
г) Электрокран-балки
1	К-2Т-К	3	45,4	98,3	24,94	26,87	51,81
2			47,9	103,7	26,31	28,35	54,66
3			50,4	109,2	27,69	29,85	57,54
5			52,9	114,7	29,06	31,35	60,41
2. Работающие на переменном токе на открытых площадях
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	K-5T-К	3	80,6	174,7	110,37	47,75	158,12
10			105,8	229,3	144,88	62,67	207,55
15			115,9	251,2	158,71	68,66	227,37
20-30			161,3	349,4	220,88	95,51	316,39
б) краны электрические консольно-поворотные
0,5	К-5Т-К	3	20,2	43,7	27,66	11,95	39,61
1,5			22,7	49,1	31,09	13,42	44,51
2,0			37,8	81,9	51,77	22,38	74,15
3,0			50,4	109,2	69,02	29,85	98,87
5,0			58,0	125,6	79,43	34,33	113,76
в) тали электрические
0,25-0,5			10,1	21,8	13,83	5,96	19,79
1			15,1	32,8	20,68	8,96	29,64
2			17,6	38,2	24,10	10,44	34,54
3-5			20,2	43,7	27,66	11,95	39,61
г) электрокранбалки
1	К-5Т-К	3	45,4	98,3	62,17	26,87	89,04
2			47,9	103,7	65,60	28,35	93,95
3			50,4	109,2	69,02	29,85	98,87
5			52,9	114,7	72,44	31,35	103,79
3. Работающие на постоянном токе в защищенных помещениях
5	К-2Т-К	3	115,9	251,2	63,67	68,66	132,33
10			136,1	294,8	74,78	80,58	155,36
15			146,2	316,7	80,32	86,57	166,89
20			196,6	425,9	107,50	116,42	223,92
30			186,5	404,0	102,47	110,43	212,90
4. Работающие на постоянном токе на открытых площадях
5	К-5Т-К	3	115,9	251,2	158,71	66,86	227,37
10			136,1	294,8	186,38	80,58	266,97
15			146,2	316,7	200,20	86,67	286,77
20			196,6	435,9	269,22	116,42	385,64
30			186,5	404,0	255,40	110,43	365,83

Приложение 44

Основные показатели системы планового ремонта средств электрической защиты от коррозии металлических трубопроводов

Наименование оборудования	Структура ремонтного цикла	Продолжительность ремонтного цикла, годы	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час		Трудоемкость в расчете на год, чел.-час
			текущих	капитальный	текущих	капитальный	всего
1	2	3	4	5		7	8
Станция катодной защиты (без линии электропередачи)	К-23Т-К	1	2,3	29,5	52,8	29,5	82,4
Станция дренажной защиты (без кабеля)	К-23T-K	1	0,76	9,8	17,5	9,8	27,3
Протекторные установки (на 10 штук)	К-5Т-К	5	0,23	2,9	0,23	0,6	0,83

Приложение 45

Нормы времени на ремонт основных узлов электропогружных установок

Выполняемая работа			Нормы времени на выполнение одной работы, чел.-час
1			2
1. Электроцентробежные насосы отечественного производства
1. Разборка нижней секции			1,50
2. Сборка нижней секции			1,96
3. Разборка верхней секции			0,95
4. Сборка верхней секции			1,83
Всего на ремонт насосов (пп. 1, 2, 3, 4 и табл. 1, 2 §28: мойка деталей насоса, сквозные работы по ремонту насосов)
ЭЦН5-40-1400			35,65
ЭЦН5-80-1200			35,73
ЭЦН5-80-1550			44,54
ЭЦН5-130-1200			36,63
ЭЦН5-130-1400			43,73
ЭЦН5-200-800			30,97
ЭЦН5А-100-1350			34,15
ЭЦН5А-160-110			30,83
ЭЦН5А-160-1400			35,73
ЭЦН5А-160-1750			45,02
ЭЦН5А-250-800			24,41
ЭЦН5А-1250-1000			41,90
ЭЦН5A-250-1400			35,64
ЭЦН5А-360-600			22,03
ЭЦН5А-360-700			21,78
ЭЦН5А-360-850			27,68
ЭЦН5А-360-1100			33,96
ЭЦН5А-500-800			30,54
ЭЦН6-100-1500			29,78
ЭЦН6-160-1450			33,30
ЭЦН6-250-1050			27,05
ЭЦН6-250-1400			32,53
ЭЦН6-250-1600			35,73
ЭЦН6-350-850			21,35
ЭЦН6-350-1100			25,37
ЭЦН6-500-750			23,13
ЭЦН6-700-1100			33 18
ЭЦН6-1000-900			30,72
ЭЦН6-1400-800			34,22
ЭЦН6А-500-1100			30,92
ЭЦН6А-700-800			24,52
II. Центробежные насосы фирмы "Байрон-Джексон'' А. Ремонт насосов
1. Разборка секций			7,50
2. Сборка секций			12,32
3. Смена текстолитовых шайб (10 шайб)			2,13
4. Мойка деталей ЭЦН			4,66
Б. Проверка новой секции (ревизия)
			0,99
Всего на ремонт насоса фирмы "Байрон-Джексон"			27,60
III. Центробежные насосы фирмы "РЭДА" - 350, "РЭДА" - 700
1. Разборка секций:		"РЭДА" - 350	5,53
		"РЭДА"-700	4,47
2. Сборка секций:		"РЭДА"-350	4,30
		"РЭДА" -700	3,77
3. Мойка деталей ЭЦН			4,66
4. Смена текстолитовых шайб:		"РЭДА" - 350	2,30
		"РЭДА" - 700	1,63
Всего на ремонт насоса:		"РЭДА"-350	16,79
		"РЭДА"-700	14,53
IV. Газосепаратор ЭЦН фирмы "РЭДА"
1. Разборка газосепаратора:		"РЭДА"-700	0,47
		"РЭДА"-350	1,03
2. Сборка газосепаратора "РЭДА"-700			1,04
3. Мойка деталей газосепаратора "РЭДА"-350			1,75
Всего на ремонт газосепаратора: ЭЦН			1,29
фирмы "РЭДА" - 700			2,80
фирмы "РЭДА" - 350			4,07
V. Ремонт погружных электродвигателей типа ПЭД
1. Разборка электродвигателя		ПЭД-20-103	1,44
		ПЭД-28-103	1,46
		ПЭД-32-103	1,46
		ПЭД-40-103	1,51
		ПЭД-45-103	1,51
		ПЭД-45-117	1,53
		ПЭД-63-117	1,58
		ПЭД-65-117	1,58
		ПЭДС-90-117	2,45
2. Разборка ротора
ПЭД-20-103			1,18
ПЭД-28-103			1,20
ПЭД-32-103			1,20
ДЭД-40-10З			1,25
ПЭД-45-103			1,25
ПЭД-45-117			1,43
ПЭД-63-117			1,52
ПЭД-65-117			1,55
ПЭДС-90-117			2,66
3. Разборка статора электродвигателя
ПЭД-20-103			4,32
ПЭД-28-103			4,38
ПЭД-32-103			4,38
ПЭД-40-10З			4,50
ПЭД-45-103			4,32
ПЭД-45-117			4,73
ПЭД-63-117			4,97
ПЭД-65-117			5,03
ПЭДС-90-117			8,90
4. Сборка ротора электродвигателя
ПЭД-20-103			1,51
ПЭД-28-103			1,28
ПЭД-32-10З			1,28
ПЭД-40-103			1,77
ПЭД-45-103			1,77
ПЭД-45-117			1,49
ПЭД-63-117			1,86
ПЭД-65-117			1,95
ПЭДС-90-117			2,38
5. Сборка статора электродвигателя
ПЭД-20-103			12,62
ПЭД-28-10З			12,92
ПЭД-32-10З			13,59
ПЭД-40-103			13,95
ПЭД-45-103			15,41
ПЭД-45-117			17,61
ПЭД-63-117			17,20
ПЭД-65-117			23,64
ПЭДС-90-117			35,13
6. Сборка электродвигателя
ПЭД-20-103			2,38
ПЭД-28-103			2,02
ПЭД-32-103			2,04
ПЭД-40-10З			1,82
ПЭД-45-103			2,30
ПЭД-45-117			2,68
ПЭД-63-117			2,62
ПЭД-65-117			2,64
ПЭДС-90-117			4,32
7. Испытание и обкатка электродвигателя
ПЭД-20-103			1,94
ПЭД-28-103			2,01
ПЭД-32-103			2,37
ПЭД-40-103			2,19
ПЭД-45-103			2,05
ПЭД-45-117			2,13
ПЭД-63-117			2,33
ПЭД-65-117			2,34
ПЭДС-90-117			2,40
8. Разные работы при ремонте электродвигателей типа ПЭД (пп.1-20, 27-32) §70
ПЭД-20-103			17,00
ПЭД-28-103			17,00
ПЭД-32-103			17,00
ПЭД-40-103			17,05
ПЭД-45-103			17,05
ПЭД-45-117			16,78
ПЭД-63-117			17,31
ПЭД-65-117			17,31
ПЭДС-90-117			16,98
Всего на капитальный ремонт электродвигателей типа ПЭД (пп. 1-8)
ПЭД-20-103			42,39
ПЭД-28-103			42,27
ПЭД-32-103			43,32
ПЭД-40-103			44,04
ПЭД-45-103			45,66
ПЭД-45-117			48,38
ПЭД-63-117			49,39
ПЭД-65-117			56,04
ПЭДС-90-117			75,22
Всего на текущий ремонт электродвигателей типа ПЭД
ПЭД-20-103			18,23
ПЭД-28-103			18,23
ПЭД-32-103			18,23
ПЭД-40-103			18,28
ПЭД-45-103			18,28
ПЭД-45-117			18,61
ПЭД-63-117			18,61
ПЭД-65-117			18,61
ПЭДС-90-117			18,27
Ревизия электродвигателей типа ПЭД
ПЭД-103			1,39
ПЭД-117			1,10
ПЭДС-90-117			2,24
VI. Ремонт погружных электродвигателей ПЭДП-500-375 В5; ПЭДП-700-375 В5
1. Разборка электродвигателя
ПЭДП 500-375 В5			9,99
ПЭДП 700-375 В5			13,95
2. Разборка холодильника
ПЭДП 500-375 В5			0,51
ПЭДП 700-375 В5			0,70
3. Демонтаж обмотки статора
ПЭДП 500-375 В5			3,51
ПЭДП 700-375 В5			3,38
4. Чистка и смена деталей, ремонтные работы
ПЭДП 500-375 В5			34,83
ПЭДП 700-375 В5			46,10
5. Монтаж обмотки статора		ПЭДП 500-375 В5	29,28
		ПЭДП 700-375 В5	29,11
6. Сборка электродвигателя
ПЭДП 500-375 В5			6,84
ПЭДП 700-375 В5			8,32
7. Опрессовка электродвигателя
ПЭДП 500-375 В5			1,26
ПЭДП 700-375 В5			1,36
8. Сращивание выводных концов обмоток и жил.кабеля
ПЭДП 500-375 В5			4,01
ПЭДП 700-375 В5			4,01
Всего на капитальный ремонт
ПЭДП 500-375 В5			90,23
ПЭДП 700-375 В5			106,93
Всего на текущий ремонт (пп.1, 4, 6)
ПЭДП 500-375 В5			51,66
ПЭДП 700-375 В5			68,37
Ревизия ПЭДП			12,60
VII. Ремонт погружных электродвигателей фирмы "Байрон-Джексон"
1. Разборка верхней секции ПЭД			6,23
2. Разборка нижней секции ПЭД			5,45
3. Монтаж обмотки статора электродвигателей верхней секции ПЭД			50,85
нижней секции ПЭД			55,26
4. Сборка верхней секции ПЭД			5,27
5. Сборка нижней секции ПЭД			5,26
6. Проверка работы ПЭД на испытательном стенде:
верхняя секция			4,74
нижняя секция			4,57
7. Опрессовка секции ПЭД			0,67
6. Испытание изоляции провода для обмотки статора ПЭД			0,42
9. Промывка и просушка статора ПЭД			4,39
Всего на капитальный ремонт (пп. 1-9)			143,11
Всего на текущий ремонт (пп.1, 2, 4, 5, 6, 7)			32,19
Ревизия двигателя			2,18
VIII. Ремонт электродвигателей фирмы "РЭДА"
1. Разборка: тип А			4,76
тип Б			4,90
2. Подготовка деталей к сборке;
тип А			2,11
тип Б			2,12
3. Сборка ротора:
тип А			2,15
тип Б			2,35
4. Сборка электродвигателя:
тип А			2,76
тип Б			2,88
5. Испытание электродвигателя:
тип А			0,89
тип Б			0,80
6. Мойка деталей ПЭД			4,32
Всего на капитальный ремонт:		тип А	16,99
		тип В	17,37
Всего на текущий ремонт:		тип А	6,84
		тип Б	6,90
Ремонт протектора фирмы "Байрон-Джексон"
1. Разборка протектора			1,85
2. Сборка протектора			2,53
3. Мойка деталей протектора			1,57
Итого на ремонт протектора			5,96
Ремонт протектора фирмы "РЭДА"
1. Разборка			4,68
2. Подготовка деталей к сборке			2,00
3. Сборка			3,36
4. Опрессовка			4,36
5. Мойка деталей протектора			1,57
Всего на ремонт протектора			15,97
Ремонт гидрозащиты типа Г
А. Ремонт протектора
1. Разборка			1,10
2. Ремонтные работы			0,43
3. Сборка			3,19
Итого:			4,72
Б. Ремонт компенсатора
1. Разборка			0,96
2. Ремонтные работы			0,15
3. Сборка			1,44
Итого:			2,54
В. Испытание			0,95
Г. Правка вала			0,77
Всего на ремонт гидрозащиты типа Г			8,98
Ревизия гидрозащиты типа Г			1,87
Ремонт трансформаторов типа ТМПН
1. Разборка и дефектовка
1.	Транспортировать трансформатор со стеллажа в мастерские на испытательную площадку		0,65
2.	Определить параметры трансформатора, выявить неисправности с помощью электроизмерительных приборов лаборатории		2,40
3.	Транспортировать трансформатор на площадку слива масла и опорожнить бак трансформатора		0,74
4.	Транспортировать трансформатор с площадки слива масла, снять короб, снять изоляторы, колпаки переключателей, снять крышку трансформатора, разобрать воздухоосушитель		2,58
5.	Отвернуть гайки, крепящие активную часть к баку, снять пластины. Поднять трансформатор на стол ремонта.		0,75
6.	Промыть бак трансформатора трансформаторным маслом		1,33
	Итого на разборку и дефектовку		8,45
II. Ремонт выемной части трансформатора без замены обмотки
1.	Разобрать подвижную часть переключателя		0,66
2.	Транспортировать выемную часть трансформатора на мойку, промыть, загрузить в печь, задать режим сушки, закрыть люк двери		2,48
3.	Извлечь трансформатор с печи, транспортировать ремонтный стол, затянуть стяжные болты магнитопровода. Замерить сопротивление изоляции, затянуть винты зажима выводных концов обмоток		2,10
4.	Собрать переключатель:
	автотрансформатор с двумя переключателями		0,70
5.	Замерить омическое сопротивление обмоток на всех отпайках		0,75
6.	Очистить и дефектовать прокладки резинотехнических изделий, крепежные детали		1,58
	Итого на ремонт		8,27
III. Сборка трансформатора
1.	Опустить активную часть в бак и закрепить пластинами		0,53
2.	Установить прокладку под крышку бака, смазать клеем поверхность прокладки, установить крышку, собрать переключатель, установить прокладки, изоляторы и затянуть гайки, установить короб на крышку трансформатора		3,75
3.	Собрать воздухоосушитель		0,50
4.	Отревизировать маслоуказатель расширителя		0,45
5.	Транспортировать трансформатор на заполнение маслом, заполнить маслом		0,24
6.	Переместить трансформатор на испытательную площадку		0,73
	Итого на сборку трансформатора		6,20
IV. Испытание трансформатора после ремонта
1.	Измерить сопротивление изоляции, омическое сопротивление обмоток		1,15
2.	Подключить трансформатор к силовым разъемам, снять характеристики холостого хода, определить коэффициент трансформации		1,50
3.	Испытать повышенным напряжением обмотки трансформатора и определить сопротивление изоляции		0,50
4.	Испытать диаэлектрическую прочность трансформаторного масла		0,75
5.	Заполнить протоколы испытаний и журнал, отсоединить кабели и провода от трансформатора		0,52
6.	Транспортировать трансформатор на стеллаж готовой продукции		0,65
	Итого на испытание		5,07
V. Очистка масла на маслоочистительных машинах ПСМ-3000
1.	Перекачка масла с мастерских в сепараторную (200 л)		0,60
2.	Сушка и очистка трансформаторного масла до прочности		8,00
3.	Ежедневное техническое обслуживание машин перед очисткой		1,10
4.	Замена фильтровальной бумаги на фильтр-прессе		4,50
5.	Очистка барабана маслоочистительной машины		18,00
	Итого на очистку масла		32,20
VI. Дополнительные виды работ
1.	Изготовление резиновой манжеты воздухоосушителя		0,50
2.	Разборка и сборка термосифонного фильтра		0,65
3.	Замена прокладок под радиаторами		0,60
4.	Изготовление картонных прокладок под изоляторы		0,30
5.	Наружная очистка трансформаторов перед ремонтом		0,80
	Итого по дополнительным видам работ		2,85
	Всего на ремонт трансформатора		63,04

Приложение 46

Нормы времени на монтаж и демонтаж ЭПУ на скважине и транспортировку

Выполняемая работа	Норма времени на выполнение одной работы, бригадо-мин / чел.-мин
1	2
1. Монтаж
а) установок отечественного производства:
с гидрозащитой ГД	146/292
с гидрозащитой К	143/286
б) импортных установок:
"РЭДА"-350	390/780
"РЭДА"-700	411/822
"Байрон-Джексон"	366/732
2. Демонтаж
а) установок отечественного производства:
с гидрозащитой ГД	87/174
с гидрозащитой К	76/152
б) импортных установок:
"РЭДА"-350	213/426
"РЭДА"-700	230/460
"Байрон-Джексон"	207/414
3. Погрузка-выгрузка установки в комплекте	36/72
4. Транспортировка (сопровождение) ЭПУ на 1 км по местности:
резко пересеченной	3,1/6,2
пересеченной	2,6/5,2
равнинной	2,0/4,0

Приложение 47

Нормы времени на обслуживание наземного электрооборудования, скважин, оборудованных электропогружными насосами

Выполняемая работа		Норма времени, чел.-час	Кол-во работ в год на 1 скв.	Норма времени на годовой объем работ на 1 скв., чел.-час
1		2	3	4
I. Запуски по заявкам
1.	Осмотр технического состояния технологического оборудования:	0,37
	трубопроводов манометров показаний приборов
2.	Осмотр технического состояния электрооборудования выше границ раздела:	0,35
	ВЛ-6 кВ
	силового трансформатора
	рубильника
3.	Осмотр внешнего состояния наземного оборудования:станции управления (СУ) трансформатора ТМП	1,4
4.	В случае неудовлетворительной работы установки, узлов, приборов, выяснить неисправности, устранить	0,33
	Итого:	2,45	4	9,80
II. Проверка после запуска
1.	Установить колышки, уложить кабель	0,72
2.	Проверка изоляции в СУ	0,50
3.	Проверка трансформатора	0,36
4.	Подбор напряжения и установка защиты без подачи напряжения	0,50
5.	Проверка подачи установки по перепаду давления и подборка напряжения и определения вращения после ЭМЦ	1,13
6.	Окончательная проверка и настройка защиты СУ по рабочему току	1,67
	Итого:	4,88	3	14,64
1.	Проверка исправности корпуса (шкафа), исправности блокировочных и запорных устройств	0,12
2.	Проверка исправности сети заземления	0,12
3.	Проверка исправности крепления крышек приборов и реле, их частоты, наличия и исправности пломб, состояния контактов, маркировки проводов, исправности клеммных сборок	0,46
4.	Зачистка контактов, проверка работы подвижных частей, приборов, подтяжка контактов, клеммных колодок	0,72
5.	Проверка наличия шума при включенном реле	0,42
6.	Проверка исправности электрической проводки	0,13
7.	Проверка выполнения аппаратурой СУ заложенных функций	0,37
8.	Крепление плакатов, возобновление надписей по ТБ	0,45
9.	Наведение чистоты и порядка вокруг СУ	1,49
	Итого:	4,28	2,0	8,56
	IV. Запуск после ПРС
1.	Установка колышков под кабель, укладка кабеля	0,65
2.	Проверка состояния фонтанной арматуры	0,15
3.	Проверка сопротивления изоляции, разделка кабеля, проверка звезды	0,12
4.	Проверка работоспособности СУ и ТМП, подбор напряжения под тип установки	0,12
5.	Разделка кабеля, подключение кабеля к СУ, запуск установки	0,78
6.	Определение вращения установки (ожидание слива, ожидание подачи)	2,16
7.	Окончательная настройка защиты по рабочему току и запись данных о работе установки	0,48
	Итого:	4,46	1,0	4,46
V. Замена наземного оборудования
	1. Замена станции управления
1.	Погрузить станцию управления на машину	0,33
2.	Разгрузить станцию управления на подставку и закрепить болтами	0,48
3.	Отключить напряжение с ТП с видимыми разрывами	0,25
4.	Вывесить плакаты на отключенных рубильниках. Снять заднюю стенку корпуса СУ, отвернуть 3 жилы питающего кабеля. Отвернуть 3 жилы кабеля, идущего на трансформатор	0,40
5.	Отвернуть 3 жилы кабеля, идущего от трансформатора (повышенное напряжение), отвернуть 3 жилы кабеля, идущего на ПЭД, отвернуть заземляющую шину от корпуса СУ	0,40
6.	Вытащить все кабели из станции управления. Поставить заднюю стенку	0,27
7.	Вытащить СУ из будки вручную, застропить и погрузить СУ на машину	0,48
8.	Взять вновь привезенную СУ и произвести подключение кабеля в обратной последовательности	2,68
	Итого:	5,29	0,3	1,59
	2. Замена трансформатора
1.	Погрузка трансформатора на машину	0,32
2.	Разгрузить трансформатор на скважине, установить на подставку, закрепить болтами	0,50
3.	Отключить напряжение	0,10
4.	Отвернуть зажимы питающего кабеля	0,10
5,	Отвернуть 3 жилы кабеля со стороны повышенного напряжения	0,10
6.	Отвернуть заземляющую шину	0,05
7.	Застропить трансформатор и погрузить на машину	0,20
8.	Взять вновь привезенный трансформатор и произвести подключение кабелей в обратной последовательности	0,43
9.	Проверить и добавить трансформаторное масло в бак трансформатора	0,18
10.	Установить переключатели в необходимые положения	0,12
11.	Подать напряжение на трансформатор и проверить величину выходного напряжения	0,20
	Итого:	2,30	0,3	0,69
3. Подготовка кабеля для обвязки станции управления и трансформатора
1.	Снять броню на расстоянии 300-400 мм	0,33
2.	Снять противогнилостную ткань с открытого конца кабеля	0,10
3.	Снять полиэтиленовый общий шланг	0,16
4.	Очистить жилы кабеля от полиэтиленовой изоляции на расстояния 70-100 мм	0,18
5.	Зачистить оголенные жилы наждачной бумагой и произвести их скрутку	0,22
6.	Заделать оголенные жилы под басты или зажимы (для обвязки наземного оборудования требуется разделать шесть концов кабеля)	0,18
	Итого:	1,17	0,3	0,351
	Всего на замену наземного оборудования:	8,77	0,3	2,631
VI. Вывозка и обвязка оборудования на скважинах
1.	Погрузить СУ и ТМП на машину	0,46
2.	Разгрузить оборудование и установить на подставке	0,35
3.	Закрепить оборудование на подставке болтами	0,32
4.	Подготовка шести концов кабеля для обвязки снять броню на расстоянии 300-400 мм снять противогнилостную ткань с открытого конца кабеля снять шланги с жил кабеля очистить жилы кабеля от диэлектрической резины на расстояния 70-100 мм зачистить оголенные жилы наждачной бумагой и произвести их скрутку заделать оголенные жилы под зажимы	1,36
5.	Обвязать СУ и ТМП между собой	1,22
6.	Подключить питающий кабель	0,32
7.	Подключить УКИ	0,98
8.	Затягивание клеммных и болтовых соединений цепи управления	0,18
9.	Подтяжка болтовых соединений силовой цепи	0,82
	Итого:	5,96	0,33	1,97
VII. Наладка наземного оборудования
1.	Подготовить инструмент зарядить и проверить пломбы	0,22
2.	Осмотр станции управления:	0,45
	снять показания ПЭД по амперметру, напряжения по вольтметру, сопротивление изоляции по УКП
	наличие и исправность заземления
	состояние контактов реле, аппаратов первичной и вторичной цепи
	наличие и исправность ограждений, блокировок, надписей
	крепление аппаратов, приборов, реле
	соответствие электроизмерительных приборов, трансформаторов тока, ТМП для данного типа УЭЦН
	замер напряжения, подаваемого на ПЭД
	проверка изоляции системы "кабель-ПЭД"
3.	Осмотр силовых трансформаторов ТМП: внешнее состояние трансформаторов, нагрев корпуса, наличие масла в расширителе, состояние отходящих и вводных кабелей, состояние изоляторов, наличие и исправность заземления, состояние маслоуплотнительных соединений, соответствие положения отпайки напряжению, подаваемому на ПЭД, состояние микагель-индикатора	0,18
4.	Осмотр кабеля:
	состояние брони, укладки на стойки опоры, наличие плакатов	0,17
5.	Испытание станции управления:	4,83
	снятие характеристик токовых реле	0,62
	снятие характеристик реле времени	1,0
	снятие характеристик промежуточных реле	0,78
	снятие вольт-амперных, характеристик трансформаторов тока	0,70
	проверка срабатывания УКП	0,03
	чистка, подтяжка контактов	0,45
	замена неисправных приборов, аппаратов реле	0,58
	проверка защиты первичным током на рабочих установках	0,32
	измерение сопротивления изоляции силовой части и вторичной коммутации защиты	0,17
	замер сопротивления постоянным током "кабель-ПЭД"	0,18
6.	Испытание трансформаторов:	1,27
	отбор пробы масла на диэлектрическую прочность и доливка масла	0,12
	измерение сопротивления изоляции обмоток ВН-НН	0,13
	замер омического сопротивления обмоток (постоянному току)	0,32
	измерение коэффициента трансформации;	0,13
	замена селикагель-индикатора	0,25
	подтяжка болтов и чистка изоляторов	0,32
7.	Измерение сопротивления растекания заземлителей	0,32
	Итого:	7,44	1	7,44
	Всего:			49,501

Приложение 48

Нормы времени на подготовку технологической жидкости (соленой воды)

Выполняемая работа	Единица измерения	Норма времени на единицу измерения, чел.-час
1. Приготовление технологической жидкости:
вскрытие мешков с солью, размывка соли напором воды в нижней емкости, перекачка жидкости из нижних емкостей по второму циклу при необходимости увеличения концентрации технологической жидкости	1	0,13
2. Замер удельного веса технологической жидкости ареометром	1 замер	0,13
3. Перекачка готовой технологической жидкости:
включение насоса, открытие задвижки для перекачки готовой технологической жидкости, наблюдение за перекачкой жидкости из нижних емкостей в булиты	1	0,07
4. Заправка автоцистерн. Открытие задвижки у булита с готовой технологической жидкостью, наблюдение за заполнением автоцистерны	1	0,07
5. Очистка отстойника лопатой	1 очистка	0,93

Приложение 49

Основные показатели системы планового ремонта контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации

Наименование контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, тип и марка	Структура ремонтного цикла*	Трудоемкость одного ремонта, чел.-час			Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час
		текущий	средний	капитальный	текущий	средний	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Приборы для измерения давления
Датчик давления кодовый ДДК-6М	K-2T-C-K	2,6	3,85	8,2	5,2	3,85	8,2	17,25
Датчик давления токовый ВНР МИНИТРАН; ПЭ-55М; 31510-001-0; ЕР-РЗ	K-2T-C-K	3,1	4,6	9,8	6,2	4,6	9,8	20,6
Регулятор давления РД, ВВ	К-Т-К	1,4	-	1,6	1,4	-	1,6	3,00
Редуктор давления с фильтром РДФ-3	К-Т-К	0,61	-	1,68	0,61	-	1,68	2,29
Тягомер дифференциальный жидкостный ТДЖ-1(2); ТМ-3; ТНЖ	К-Т-К	0,35	-	1,51	0,35	-	1,51	1,86
Редуктор давления воздуха РДВ, ВНР Манометры	К-Т-К	0,4	-	1,27	0,4	-	1,27	1,67
Манометр с электрической передачей МЭД-2309	К-Т-К	1,32	-	4,02	1,32	-	4,02	5,34
Манометр самопишущий ИСТМ-410, МТ-410, 610	К-Т-К	2,16	-	3,02	2,16	-	3,02	5,18
Манометр самопишущий с трубчатой пружиной МТС-710, МТС-712	К-Т-К	0,73	-	2,08	0,73	-	2,08	2,81
Манометр типа ЗКМ-4	К-3Т-К	0,6	-	1,29	1,8	-	1,29	3,09
ВЭ-16 рб	К-3Т-К	0,69	-	1,89	2,07	-	1,89	3,96
Манометры общего назначения ОБМ, МОШ-160	К-Т-К	0,26	-	0,52	0,26	-	0,52	0,78
Манометр пружинный с пневматическим выходным сигналом МП-П-2; МС-П1; МС-П2, МС-П18	К-Т-К	2,77	-	4,36	2,77	-	4,35	7,12
Манометр воздушный МТ-60, МТ-1 (2, 3)	К-Т-К	0,22	-	0,46	0,22	-	0,46	0,68
Манометр специального назначения для точных измерений МТИ/1212	К-Т-К	0,35	-	0,88	0,36	-	0,88	1,23
Приборы для измерения количества, расхода и уровня
Датчик предельного уровня ДПУ-1М	К-6Т-С-К (24 мес.)	0,7	3,8	5,4	2,45	1,9	2,7	7,06
Дифманометр ДМ-420, ДМ-620	К-Т-К	2,97	-	8,92	2,97	-	8,92	11,89
Дифманометр пневматический компенсационный ДМПК-100, ДМПК-100А, ДМ-112 (ВНР)	К-Т-К	2,04	-	5,87	2,04	-	5,87	7,91
Дифманометр сильфонный самопишущий ДСС-712М	К-Т-К	4,22	-	12,79	4,22	-	12,79	17,01
Дифманометр сильфонный самопишущий ДСС-710Н	К-Т-К	3,51	-	10,63	3,51	-	10,63	14,14
Дифманометр сильфонный показывающий с интегратором ДСП-780М	К-Т-К	3,44	-	8,9	3,44	-	8,9	12,34
Дифманометр мембранный ДМ-4564, ДМ-3566	К-Т-К	2,19	-	6,64	2,19	-	6,64	8,83
Диафрагмы дисковые и камерные ДД, ДКН до 100 мм	К-Т-К	0,41	-	1,23	0,41	-	1,23	1,64
от 100 до 200 мм		0,41	-	1,64	0,41	-	1,64	2,05
Регулятор уровня поплавковый РУПФ РУПШ, ЕНП-10 ФЛИГТ	К-6Т-С-К	1,44	2,75	3,92	4,32	1,37	1,96	7,65
	(24 мес.)	1,52	3,1	4,43	4,56	1,5	2,2	8,26
Дифманометр самопишущий ДСС-734	К-Т-К	5,03	-	15,28	5,03	-	15,28	20,31
Ротаметр типа PC, MOM	К-Т-К	0,12	-	0,82	0,12	-	0,82	0,94
Суммирующий прибор КРЗ-1111	К-2Т-С-К (24 мес)	3,79	7,75	9,18	3,79	3,9	4,59	12,28
Дифманометр сильфонный показывающий с сигнальным устройством ДСП-778	К-Т-К	5,17	-	15,5	5,17	-	15,5	20,67
Регулятор электронный уровня раздела фаз РУФ N 2	К-6Т-С-К (24 мес.)	1,07	2,87	4,1	3,21	1,44	2,05	6,7
Счетчик нефти системы "НОРД": турбинный преобразователь:	К-2Т-С-К	3,14	3,3	4,7	6,28	3,3	4,7	14,28
ДУ-250	К-2Т-С-К	3,77	3,95	5,64	7,54	3,95	5,64	17,13
ДУ-300	К-2Т-С-К	4,13	4,35	6,21	8,26	4,35	6,21	18,82
ДУ-400	К-2Т-С-К	4,55	4,78	6,82	9,1	4,78	6,82	20,7
магнитно-индукционный датчик	К-К	-	-	3,69	-	-	3,69	3,69
блок пересчета	К-2Т-С-К	1,34	10,91	15,97	2,68	10,91	15,97	29,56
блок питания	К-2Т-С-К	3,3	6,46	7,65	6,6	6,46	7,65	20,71
термометр сопротивления	К-К	-	-	1,23	-	-	1,23	1,23
анализатор влажности нефти ВН-2М	-	-	-	-	-	-	-	-
датчик измерительный ДВ-И	К-3Т-К	0,7	-	3,85	2,1	-	3,85	5,95
емкость эталонная	К-Т-К	0,93	-	3,55	0,93	-	3,55	4,48
измеритель емкости автомат АИЕ-1	К-2Т-С-К (24 мес.)	1,43	11,53	16,47	1,42	5,77	8,23	15,42
Счетчик нефти системы "Турбоквант": турбинный преобразователь
ДУ-100	-"-	1,88	4,71	6,71	3,76	4,71	6,71	15,18
ДУ-200	-"-	2,07	5,17	7,38	4,14	5,17	7,38	16,69
ДУ-250	-"-	2,27	5,69	8,12	4,54	5 69	8,12	18,35
ДУ-300	-"-	2,5	6,26	8,27	5,0	6,26	8 27	19,53
ДУ-400	-"-	2,75	6,88	9,82	5,5	6,88	9,82	22,2
вторичный прибор Kop-Mac1, "Солартрон"	-"-	14,54	46,56	46,54	29,08	46,56	73,14	148,78
Кор-масП	-"-	4,87	15,5	24,35	9,74	15,5	24,35	49,59
влагомер "Аквинол", "Камко"	-"-	1,3	8,07	15,35	2,6	8,07	15,35	26,02
плотномер "Денситон", "Солартрон"	-"-	1,08	6,72	12,8	2,16	6,72	12,8	21,68
солемер "ИОН-П"-2	-"-	2,8	20,66	29,52	5,6	20,66	29,52	55,78
Система "Кор-Вол" ВНР
уровномер	К-6Т-С-К (24 мес.)	2,56	8,45	12,05	7,68	4,23	6,02	17,93
селектор ВНР	К-2Т-С-К (24 мес )	2,84	15,09	21,6	2,84	7,54	10,8	21,18
центральный вызовной индикатор ВНР	-"-	2,84	15,09	21,6	2,84	7,54	10,8	21,18
пульт управления "Кор-Вол" ВНР	К-2Т-С-К	2,84	20,99	29,8	2,84	10,49	14,9	28,23
Уровнемер УДУ-5М	К-2Т-С-К	2,2	7,83	11,18	4,4	7,83	11,18	23,41
Контрольно-сигнальная аппаратура, сигнализаторы
Аппаратура контрольно-сигнальная АВКС-1М
- пьезоакселератор IПА-16-17106	К-3Т-К	0,066	-	0,41	0,20	-	0,41	0,61
- вторичный прибор УВ-16-70	К-2Т-С-К	1,24	3,13	4,48	2,48	3,13	4,48	10,09
- блок питания ЭТ-П100°С	К-2Т-С-К (24 мес.)	1,25	5,56	7,94	1,25	2,78	3,97	8,00
- блок питания ЭТ-П500°С	-"-	1,37	6,03	8,61	1,37	3,01	4,31	8,69
Датчик пожарной сигнализации ДПС-038	К-2Т-С-К	0,15	2,8	3,43	0,30	2,8	3,43	6,53
ТРВ-2, ВНР 5020-0	-"-	0,37	2,43	3,48	0,74	2,43	3,48	6,65
Пульт контроля и сигнализации ПКС-2	-"-	2,84	15,1	21,57	5,68	15,1	21,57	42,35
Сигнализатор взрывобезопасной концентрации СВК, "Сигнальник"
блок датчика	-"-	0,88	3,04	4,3	1,76	3,04	4,3	9,1
вторичный прибор	К-2Т-С-К	1,3	4,47	6,39	2,6	4,47	6,39	13,46
Сигнализатор падения давления СПДМ, СПДМ	К-2Т-С-К	1,02	1,15	1,6	2,04	1,15	1,6	4,79
Сигнализатор уровня электронный МЭСу-1В	-"-	0,57	0,86	1,23	1,14	0,86	1,23	3,23
Сигнализатор уровня жидкости СУЖ-1, СУЖ-1с, СУЖ-2, ДУЖ	-"-	1,15	7,4	10,6	2,3	7,4	10,6	20,3
Сигнализатор уровня утечки с поплавком СУ-4	К-2Т-С-К	0,63	1,26	1,8	1,25	1,26	1,8	4,31
Сигнализатор уровня электрический ЭРСУ-2,3	К-2Т-С-К	0,98	2,01	2,87	1,96	2,01	2,87	6,84
Исполнительные механизмы
Исполнительный механизм промежуточный ПНО-0	К-Т-К	3,46	-	8,61	3,46	-	8,61	12,07
Клапан регулирующий малогабаритный МРК ПР-1	К-Т-К	0,98	-	2,46	0,98	-	2,46	3,44
Клапан регулирующий с условным диаметром:
до 50 мм (ИРК, КР, МРК4)	К-Т-К	1,07	-	2,46	1,07	-	2,46	3,53
от 50 до 125 мм (25СЧ, 8НЖ)	-"-	1,19	-	3,28	1,19	-	3,28	4,47
от 125 до 200 мм (25С50НЖ)	-"-	1,61	-	4,1	1,61	-	4,1	5,71
свыше 200 мм (25С32НЖ, 25CЭНЖ)	-"-	1,67	-	4,92	1,67	-	4,92	6,59
Клапан с условным диаметром УКС, МПС, МКС, УКН
до 125 мм (ПКС, КСП-4)	К-Т-к	2,24	-	2,87	2,24	-	2,87	5,11
свыше 125 мм	К-Т-К	2,73	-	3,28	2,73	-	3,28	6,01
Исполнительный механизм гидравлический ГИМ-2ДН, ГИМ-12	К-Т-К	2,54	-	7,28	2,54	-	7,28	9,82
Пневматические приборы
Прибор вторичный регистрирующий ПВ10-1Э	К-Т-К	3,95	-	8,2	3,95	-	8,2	12,15
Регулятор РПЗ-21, -22, 0201-0, ПР2-31,-35	К-Т-К	1,7	-	7,08	1,7	-	7,08	8,78
Регулятор ПР1,5; ПР-1,6	К-Т-К	1,07	-	2,87	1,07	-	2,87	3,94
Приборы для контроля и регулирования температуры
Аппаратура контроля температуры на термисторах KTT-1	К-2Т-С-К	0,97	9,1	13,04	1,94	9,1	13,04	24,08
Прибор для измерения температуры МИНИТАК	К-2Т-С-К	3,67	6,94	9,92	7,34	6,94	9,92	24,2
Прибор контроля температуры АИН
датчик температуры ТНЕ-3	К-К	-	-	1,64	-	-	1,64	1,64
блок сигнализации 192рДАК	К-2Т-С-К	0,4	0,53	2,81	0,8	0,53	2,81	4,14
блок питания 192рКСК	К-2Т-С-К	0,36	0,75	2,98	0,72	0,75	2,98	4,45
Преобразователи (нормирующие) ПТ-ТП-62, ПП-СП-1И	К-2Т-С-К	5,66	8,36	11,89	11,32	8,36	11,89	31,57
Потенциометр электронный регулирующий ЭПР-109, ЭМР-109	К-2Т-С-К	6,73	11,97	17,14	13,46	11,97	17,14	42,57
Регулятор температуры РТ-25	К-2Т-С-К	0,68	1,67	2,09	1,36	1,47	2,09	4,92
Термометр сопротивления ТСМ6095, 5071, ТСМ	К-К(24 мес)	-	-	1,23	-	-	0,62	0,62
Термопара группы ТКФ-3, ХК, ХА		-	-	0,41	-	-	0,21	0,21
Термометр сопротивления ТСП-309, ТСП-175, ТСП-185	К-2Т-С-К	1,92	4,65	6,64	3,84	4,65	6,64	15,13
Термометр TГC-711, 712, ТПГ-ВК, ТПГ-180, ТГ-2С, 144ШПКЦ, 2183-00	К-2Т-С-К	2,59	5,44	7,78	5,18	5,44	7,78	18,4
Термометр манометрический электроконтактный показывающий с парожидкостным наполнением ЭКТ-1В	К-2Т-С-К	1,68	3,62	5,17	3,36	3,62	5,17	12,15
Потенциометр самопишущий с электрическим регулятором КСП-2-005, КСП2-016	К-2Т-С-К	5,4	11,48	16,4	10,8	11,48	16,4	38,68
Самостоятельные системы автоматики и отдельные ее элементы
Вентиль игольчатый ВИ	К-Т-К	0,19	-	0,41	0,19	-	0,41	0,60
Мост самопишущий с дополнительными устройствами КСМ2-024	К-2Т-С-К	4,48	9,43	13,45	8,96	9,43	13,45	31,84
КСМ2-03, КСМ2-070	К-2Т-С-К	5,81	12,14	17,29	11,62	12,14	17,29	41,05
Пробоотборник автоматический АП-3М, АМ-100
клапанное устройство КУ-1	К-20Т-С-К (24 мес.)	0,6	0,75	1,07	6,00	0,38	0,54	1,52
редуктор давления жидкости		0,41	0,63	0,9	4,1	0,31	0,45	4,86
генератор импульсов	-"-	1,23	3,27	4,7	12,3	1,64	2,35	16,29
емкость для пробы	-"-	0,29	-	0,57	2,9	-	0,29	3,19
шкаф	К-К (24 мес.)	-	-	0,16	-	-	0,08	0,06
Прибор командный электропневматический КЭП	К-2Т-С-К	1,48	4,67	6,64	2,96	4,67	6,64	14,27
Прибор с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой КСДЗ	К-2Т-С-К	6,64	10,9	15,58	13,28	10,9	15,58	39,76
Щиты, шкафы, панели автоматики (всех типов)	К-4Т-2С-К (24 мес.)	3,85	3,03	4,35	7,70	3,03	2,18	12,91
Электроуправляемая пишущая машинка ЭУМ-23	К-2Т-С-К (24 мес.)	2,95	15,5	17,2	2,95	7,75	8,6	19,3
"Целлатрон"		3,54	18,6	20,7	3,54	9,3	10,35	23,19
Алфавитно-цифровые печатающие устройства типа 24112 (А522-5/1)	Техн.обсл. 1 раз в неделю	2,87	-	-	2,87	-	-	2,87
Автомат контроля пламени АКП-П "Сигнал", "Пламя"	К-Т-К	0,503	-	5,27	0,50	-	5,27	5,77
Блок питания БПС, БП, всех видов	К-2Т-С-К (24 мес )	0,67	1,5	4,68	0,67	0,75	2,34	3,76
Кнопка управления К-03; ВНР; ГДР	К-К	-	-	0,3	-	-	0,3	0,3
Переключатель универсальный ВНР, УП, AK-13	К-К	-	-	1,2	-	-	1,2	1,2
Потенциометр электронный ЭПП-09М2, КСМ-2, КСУ-1	К-2Т-С-К	5,5	11,64	16,68	11,00	11,64	16,68	39,32
Реле времени BC-10-34; BC-10-64	К-Т-К	0,16	-	1,64	0,16	-	1,64	1,80
Реле времени РДШ-61; РПВ-2М	К-2Т-С-К	1,34	1,51	2,16	2,68	1,51	2,16	6,35
Реле типа МКУ-48, ПЭ-6, КД, ПЭ-21, РПУ-1,2, РН-94, ПЭ-5, ВНР КР 11Ш	К-Т-К	0,47	-	0,82	0,47	-	0,82	1,29
Регулятор электронный РПИК, РПИБ	К-2Т-С-К	1,72	3,44	4,92	3,44	3,44	4,92	11,8
Усилитель транзисторный УТ	К-Т-К	1,07	-	10,82	1,07	-	10,82	11,89

______________________________

* Длительность ремонтного цикла - 1 год.

Приложение 50

Основные показатели системы планового ремонта средств измерений, автоматизации и телемеханизации

Наименование оборудования, приборов		Тип, марка	Количество ремонтов (обслуживаний) за один год
			ТО	Т	С	К
1		2	3	4	5	6
1.	Стойка автоматики	ЦНС	12	6	0,56	0,28
2.	Датчик утечки сальников		12	6	-	0,14
3.	Поточный влагомер	УВН-2МС
3.1.	Ёмкостной датчик		24	0,4	-	0,666
3.2.	Блок питания		12	2	0,666	0,333
3.3.	Блок измерения		24	4	1	0,333
4.	Поточный влагомер	Фотон
4.1.	Измерительный преобразователь		24	4	0,666	0,333
4.2.	Блок управления		24	4	0,666	0,333
4.3.	Блок регистрации		12	24	0,8	0,4
4.4.	Узел подготовки пробы (двигатель, клапан)		260	4	0,666	0,333
4.5.	Нормирующий преобразователь	НП-1-1М	24	4	1,0	0,333
5.	КТС ЛИИС
5.1.	Учетное устройство	2, 2М	260	12	0,4	0,2
5.2.	Устройство ввода буквенно-цифровой информации на печать ЭУМ-23		260	12	0,4	0,2
5.3.	Перфоратор ленточный	ПЛ-80	48	12	0,4	0,2
6.	Инерционный магнитный выключатель	ИМВ-1М	12	2	-	0,666
7.	Переключатель скважин	ПСМ-4	24	4	1	0,333
8.	Устройство регулирования расхода		12	2	0,666	0,333
9.	Блок местной автоматики		24	4	1	0,333
10.	Устройство телемеханики	TM-600M	260	12	2	0,333
11.	Аппаратура контролируемых пунктов системы телемеханики ТМ-600М		24	4	0,4	0,2
12.	Устройство телемеханики	ТМ-300	260	12	2	0,333
13.	Блок управления индикации	БУИ	12	4	0,666	0,333

Трудоемкость выполнения ремонтов (обслуживаний), чел.-час				Трудоемкость ремонтов (обслуживаний) в расчете на год, чел.-час.
ТО	Т	С	К	ТО	Т	С	К	Всего
7	8	9	10	11	12	13	14	15
0,98	5,75	44,24	110,78	11,76	34,50	24,77	31,02	102,05
0,33	1,38	-	9,82	3,96	8,28	-	1,37	13,61
0,33	1,58	-	3,71	7,92	0,63	-	2,47	11,02
0,60	1,05	2,53	5,96	7,20	2,10	1,68	1,98	12,96
0,615	1,17	4,49	8,72	14,76	4,68	4,49	2,90	26,83
1,28	2,34	8,99	17,38	30,72	9,36	5,99	5,79	51,86
0,98	2,98	9,43	54,97	23,52	11,92	6,28	18,31	60,03
0,53	4,54	9,10	13,78	6,36	106,96	7,28	5,51	128,11
1,64	2,87	6,2	14,76	426,40	11,48	5,46	4,92	448,26
0,64	1,17	4,49	8,72	15,36	4,68	4,49	2,90	27,43
2,46	6,56	14,76	82,0	639,60	78,72	5,90	16,40	740,62
0,41	1,64	4,10	9,84	106,60	19,68	1,64	1,97	129,89
0,41	1,64	4,92	9,84	19,68	19,66	1,97	1,97	43,30
0,37	1,11	-	5,33	4,44	2,22	-	3,55	10,21
0,754	4,24	5,26	6,08	18,10	16,96	6,26	2,02	42,34
0,33	1,56	2,79	3,48	3,96	3,12	1,66	1,16	10,10
0,66	1,80	4,26	10,26	15,84	7,20	4,26	3,42	30,72
6,56	13,12	39,36	410	1705,6	167,44	78,72	136,53	2078,29
1,64	3,28	13,12	19,68	39,36	13,12	5,25	3,94	61,67
6,56	26,24	65,60	738,00	1705,60	314,88	131,20	245,75	2397,43
0,98	2,98	9,43	54,97	11,76	11,92	6,28	18,31	48,27

Приложение 51

Нормы времени на остеклование, покрытие бакелитовыми лаками и эпоксидными смолами насосно-компрессорных труб

Выполняемая работа	Единица измерения	Норма времени на единицу измерения, чел.-час
1	2	3
1. Мойка труб
Собрать трубы в пачку, поднять тельфером, подогнать к ванне и опустить пачку в ванну, открыть задвижки и пустить в ванну пар (одна пачка 25 труб по 8 м=200 м)	200 м	0,270
Поднять пачку тельфером из ванны, дать стечь жидкости из труб, повторить мойку 4 раза, после проверки уложить пачку на стеллаж	200 м	0,500
Итого на мойку 2. Калибровка труб	1 м 1 м	0,0038 0,025
3. Покрытие труб эпоксидными смолами
Разгрузка труб на стеллажи
Пропарка одной трубы
Просушка в печи (пучком 25 труб)
Очистка пескоструйным аппаратом
Укладка на тележку
Просушка, нагрев
Заливка смолой через воронку
Просушка
Итого на покрытие эпоксидными смолами	1 м	0,176
4. Остеклование труб
Подноска труб в цех, отжиг в печи, укладка обожженых насосно-компрессорных труб на рольганг печи
Продувка труб сжатым воздухом с одновременным простукиванием кувалдой
Стыковка и запайка стеклодрота, зарядка труб, подача их в печь для остеклования, остеклование труб нагревом в печи
Продувка остеклованных труб сжатым воздухом
Укладка остеклованных труб на стеллаж
Итого на остеклование	1 м	0,210
5. Покрытие труб бакелитовыми лаками
Подготовка насосно-компрессорных труб к пескоструйной обработке
Подноска с просеиванием вручную кварцевого песка для пескоструйки
Подноска вручную к бункеру кварцевого песка и его загрузка
Очистка насосно-компрессорных труб песко-струйкой
Поднятие очищенных насосно-компрессорных труб в шахту
Получение материалов, приготовление и поднятие компауда в шахту
Покрытие насосно-компрессорных труб компаудом
Снятие насосно-компрессорных труб из шахты и укладка на стеллаж готовой продукции с маркировкой и навертыванием муфты
Итого:	1 м	0,1 77

Приложение 52

Сбор и сдача металлолома
(нормы выработки и сдельные расценки на переработку, погрузку и выгрузку вторичных черных металлов для предприятий и управлений "Вторчермет". - М.: 1977)

Наименование работ	Единица измерения	Объем работ	Норма времени на единицу измерения, чел.-час	Трудоемкость разделки 100 т металлолома, чел.-час
Разделка металлолома огневой резкой	т	100	1,0	100,0

Приложение 53

Погрузка и разгрузка оборудования, материалов ("ЕНВ на транспортно-такелажные работы в нефтяной промышленности". - М.: ЦНИСнефть, 1982, § 1, 2, 11)

Вес места оборудования, материалов, тонн	Объем работ, тонн	Нормы времени на погрузку (разгрузку) 1 т оборудования, материалов, чел.-час			Трудоемкость погрузки (разгрузки) 1000 т оборудования, материалов, чел.-час.
		автомобильными кранами	тракторными кранами	вручную; погрузка _____ разгрузка с укладкой	автомобильными кранами	тракторными кранами	вручную: погрузка ______ (разгрузка с укладкой
До 1	1000	-	-	0,30/0,24			261/209
1	-"-	0,15	0,22		130,5	191	-
3	-"-	0,10	0,10	-	87	87	-
5	-"-	0,08	0,07	-	70	61	-
10	-"-	0,04	0,05	-	35	43,5	-
15	-"-	-	0,04	-	-	35	-
20	-"-	-	0,03	-	-	26	-
25	-"-	-	0,03	-	-	26	-

Приложение 54

Расчет трудоемкости сопровождения грузов в пути

Наименование способа перевозки	Вес оборудования, материалов, тонн	Объем работ	Грузоподъемность, тонн	Расстояние, км	Скорость, км/час	Состав звена, чел.	Трудоемкость сопровождения 1000 т грузов на 10 км пути в чел.-час
Автомашиной	До 1	1000	5	10	25	1	160
	Свыше 1	1000	5	10	25	2	320
Трайлером	Свыше 5	1000	20	10	15	2	133
Трактором на лафетах	Свыше 5	1000	20	10	6	2	333