РД 35.240. Обслуживание КИПиА МН

Подождите немного. Документ загружается.

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

7.6 Проверка технологических защит, блокировок и сигнализации

оборудования и сооружений НПС и МН

7.6.1 Проверка технологических защит, блокировок и сигнализации оборудования и

сооружений НПС и МН (далее по тексту – проверка зашит) является самостоятельной опера-

цией профилактического характера.

7.6.2 Проверка защит проводится с целью:

- определения правильности работы технологических защит, блокировок и сигнализа-

ции;

- определения соответствия работы систем автоматики и телемеханики алгоритмам

управления;

- выявления неисправностей оборудования систем автоматики и телемеханики, ис-

полнительных механизмов и устройств, схем защит, блокировок и сигнализации.

7.6.3 Проверка защит выполняется не реже 1 раза в квартал с учетом наличия оста-

новок МН и их продолжительности в соответствии с планом остановок МН. В случае невоз-

можности проведения проверки защит в полном объеме за время остановки, допускается

весь объем проверки защит разбивать на части, при этом на каждую часть проверки защит

составляется отдельный протокол проверки.

Обязательны проверки защит после капитального и текущего ремонта оборудования

систем автоматики, после доработки схем автоматики или изменений программного обеспе-

чения.

7.6.4 Состав комиссии по проверке защит определяется приказом по РНУ и состоит

из:

- заместителя начальника НПС (ЛПДС);

- начальника (инженера) участка РТО СА БПО или представителя отдела АСУ ТП

РНУ;

- начальника (инженера) участка ЭСАиТМ НПС (ЛПДС);

- инженера-механика НПС (ЛПДС);

- инженера-энергетика НПС (ЛПДС);

- представителя службы пожарной охраны РНУ (НПС (ЛПДС)) (при проверках защит

по пожару).

7.6.5 Проверка защит осуществляется на неработающей насосной станции, высоко-

вольтные выключатели магистральных и подпорных насосных агрегатов должны находиться

в испытательном положении, их включение и отключение производится только по пунктам

19,20, 24, 25 и 26 таблицы Ф.1 и по пунктам 11, 12, 16, 17 и 18 таблицы Ф.2.

Проверку фактического открытия (закрытия) агрегатных задвижек МНА (ПНА), за-

движек РП, АСУ ПТ, задвижек подключения МНС, объектов нефтедобычи и т.д. проводить

один раз, в остальных случаях проверку проводить при установке задвижек в режим имита-

ции.

При невозможности (по технологическим причинам) проведения проверки оборудо-

вания с фактическим включением (отключением) оборудования, открытием (закрытием) за-

движек и т.д. допускается проводить проверку без реального воздействия на оборудование,

но с контролем выдачи управляющих воздействий от системы автоматики (телемеханики).

При невозможности проведения проверки с воздействием на оборудование или про-

верки путем поднятия поплавка сигнализатора уровня емкости (резервуара) допускается про-

водить проверку путем установки перемычки на клеммнике сигнализатора уровня, при этом

перемычка устанавливается после снятия напряжения, а напряжение подается только после

сборки сигнализатора.

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

7.6.6 Протокол проверки защит оформляется в двух экземплярах по формам прило-

жения П, один экземпляр хранится на участке ЭСАиТМ НПС (ЛПДС), второй – в отделе

АСУ ТП РНУ.

7.6.7 Проверка защит выполняется в соответствии с утвержденными главным инже-

нером РНУ «Картами проверок технологических защит» разработанными в соответствии с

утвержденными «Картами уставок технологических защит, блокировок и сигнализации обо-

рудования и сооружений НПС и МН» и «Перечнем способов проверки параметров контроля

и защиты» (см. приложение Ф).

7.6.8 Перечень способов проверки параметров контроля и защит приведены:

- для МНА - в таблице Ф.1.

- для ПНА - в таблице Ф.2.

- для магистральной насосной, подпорной насосной и СИКН - в таблице Ф.3.

- для технологического оборудования резервуарного парка - в таблице Ф.4

- для технологического оборудования при пожаре - в таблице Ф.5

7.6.9 Столбцы таблиц Ф.1 – Ф.5 «Наименование параметров контроля и защиты»

приняты в соответствии с РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация ма-

гистральных нефтепроводов. Основные положения». При внесении корректировок (измене-

ний) в РД-35.240.00-КТН-207-08 руководствоваться данными корректировками (изменения-

ми).

7.7 Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем

автоматики и телемеханики во взрывозащищенном исполнении

7.7.1 Во взрывоопасных зонах (классификация взрывоопасных зон согласно ПУЭ)

должно применяться оборудование систем автоматики и телемеханики во взрывозащищен-

ном исполнении, имеющее маркировку соответствующего уровня и вида взрывозащиты,

группы электрооборудования и температурного класса согласно ГОСТ 12.2.020.

7.7.2 При эксплуатации оборудования систем автоматики и телемеханики с видом

взрывозащиты «масляное заполнение оболочки» обслуживающий персонал должен прове-

рять высоту слоя масла в оболочке, цвет масла, отсутствие течи масла, а также температуру

верхнего слоя масла (при необходимости).

При доливке масла, а также во время взятия проб оборудование систем автоматики и

телемеханики должно быть обесточено.

7.7.3 При эксплуатации оборудования систем автоматики и телемеханики с видом

взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» должны соблюдаться требования:

− в одном кабеле запрещается использовать жилы для искробезопасных цепей и цепей

питания, сигнализации, управления;

− группа искробезопасных цепей (проводов) должна быть увязана в отдельные жгуты

и проложена отдельно от остальных проводов или заэкранирована;

– кабели искробезопасных цепей должны быть проложены отдельно от остальных ка-

белей;

− изоляция проводов внутреннего монтажа искробезопасных цепей должна быть си-

него или голубого цвета.

При внешнем осмотре должны быть проверены:

− наличие и состояние заземляющего устройства;

− отсутствие повреждений соединительных проводов и кабелей;

− отсутствие повреждений крепления видимых монтажных жгутов;

− сохранность доступных изоляционных трубок на местах пайки;

− целостность заливки эпоксидным компаундом доступных блоков искрозащиты;

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

− наличие и состояние предохранителей.

Проверяются также параметры элементов искрозащиты и выходных цепей, если это

предусмотрено технической документацией заводов-изготовителей.

7.7.4 При эксплуатации оборудования систем автоматики и телемеханики с видом

взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» необходимо осуществлять осмотр состоя-

ния (целостности) оболочек (отсутствие трещин, сколов, вмятин), проверять наличие всех

крепежных элементов, пломб, табличек с предупредительными надписями, заземляющих

устройств, заглушек.

7.7.5 При эксплуатации оборудования систем автоматики и телемеханики с видом

взрывозащиты «кварцевое заполнение оболочки» необходимо проверять наличие заполните-

ля и толщину его засыпки, а также отсутствие повреждений оболочки.

7.7.6 При эксплуатации оборудования систем автоматики и телемеханики с взрыво-

защитой вида «е» по ГОСТ Р 51330.8 и «повышенная надежность против взрыва» по прави-

лам изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования необходимо про-

верять наличие и состояние видимых уплотнительных прокладок, состояние доступных

фланцевых соединений, обеспечивающих защиту от внешних воздействий.

7.7.7 Оборудование систем автоматики и телемеханики во взрывозащищенном ис-

полнении во взрывоопасных зонах подлежит ежедневному осмотру оперативно-ремонтным

персоналом и периодическому (не реже 1 раза в 3 месяца) осмотру ответственным за безо-

пасную эксплуатацию оборудования.

7.7.8 Ремонт оборудования систем автоматики и телемеханики во взрывозащищен-

ном исполнении проводится специалистами участка РТО СА (РТО ТМ) БПО или подрядны-

ми организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности, при этом должны вы-

полняться требования соответствующих национальных и межгосударственных стандартов,

ПТЭЭП и технической документации заводов-изготовителей.

7.7.8.1 Перед вскрытием оборудования систем автоматики и телемеханики во взры-

возащищенном исполнении, установленного во взрывоопасных зонах, необходимо обесто-

чить оборудование и убедиться в отсутствии загазованности в этих зонах.

Периодически проводить контроль загазованности в процессе ремонта оборудования

систем автоматики и телемеханики во взрывозащищенном исполнении.

При появлении загазованности ремонт должен быть прекращен. Согласно

РД-13.220.00-КТН-575-06 концентрация углеводородов в воздушной среде не должна пре-

вышать ПДК (0,3 г/м

7.7.8.2 По окончании ремонта взрывозащищенного оборудования систем автоматики

и телемеханики должны быть выполнены измерения параметров взрывозащиты, указанные в

технической документации заводов-изготовителей.

При невозможности выполнения ремонта оборудования систем автоматики и телеме-

ханики с обеспечением всех параметров взрывозащиты, с них снимается знак исполнения

взрывозащищенности, они не могут быть установлены во взрывоопасных помещениях и на-

ружных взрывоопасных установках.

7.7.8.3 На взрывонепроницаемых оболочках оборудования систем автоматики и те-

лемеханики, работающего в агрессивных взрывоопасных средах, не допускается установка

смотровых стекол из оргстекла.

7.7.8.4 Сухие гальванические элементы и аккумуляторы искробезопасного оборудо-

вания систем автоматики и телемеханики можно заменять только после отключения элек-

тропитания этого оборудования.

Замену элементов следует проводить в невзрывоопасных помещениях.

7.7.8.5 Намоточные технические устройства (трансформаторы, дроссели и т.п.) и

блоки, выполненные в залитом исполнении, ремонту не подлежат, они должны заменяться

новыми.

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

7.7.8.6 При ремонте оборудования систем автоматики и телемеханики с видом взры-

возащиты «масляное заполнение оболочки» необходимо полностью заменять масло свежим,

независимо от срока его заливки. Поврежденные смотровые стекла и указатели уровня также

заменяют новыми.

7.7.9 По окончании ремонта элементов взрывозащиты оборудование систем автома-

тики и телемеханики подвергаются испытаниям согласно требованиям заводов-

изготовителей.

7.7.9.1 При испытаниях должно быть проверено соответствие параметров оборудо-

вания систем автоматики и телемеханики требованиям заводов-изготовителей и требованиям

ПТЭЭП с контролем параметров, обеспечивающих взрывозащиту, а также проверено качест-

во ремонта и сборки.

7.7.9.2 По результатам испытаний составляется протокол по форме, установленной

заводом-изготовителем, который прилагается к формуляру отремонтированного оборудова-

ния систем автоматики и телемеханики.

7.8 Техническое обслуживание и ремонт систем пожарной

(охранно-пожарной) сигнализации и систем оповещения и

управления эвакуацией людей при пожарах в зданиях и сооружениях

7.8.1 Работы по техническому обслуживанию и ремонту систем ПС (ОПС) и СОУЭ

проводятся в соответствии с требованиями данного документа.

7.8.2 Для обеспечения проведения работ по ТОР систем ПС (ОПС) и СОУЭ и кон-

троля за содержанием этих систем в исправном состоянии на каждом объекте должна нахо-

диться следующая документация:

– журнал регистрации работ по техническому обслуживанию и ремонту систем ПС

(ОПС) и СОУЭ (см. приложение Ж),

– журнал учета работы систем ПС (ОПС) и СОУЭ (см. приложение Ж).

7.8.3 Круглосуточный контроль за работоспособностью систем ПС (ОПС) и СОУЭ

должен осуществлять оперативный (дежурный) персонал объекта, в помещении которого

расположены пульты (приборы) систем ПС (ОПС) и СОУЭ.

7.8.4 Состояние систем при приемке и сдаче смены, принимаемые сигналы и неис-

правности ПС, ОПС и СОУЭ, должны отражаться в журнале учета работы систем ПС (ОПС)

и СОУЭ.

7.8.5 На всех объектах ДО МН, оборудованных системами ПС (ОПС) и СОУЭ

должно проводиться техническое освидетельствование систем для установления техниче-

ской возможности и экономической целесообразности их использования по назначению.

Первое техническое освидетельствование систем ПС (ОПС) и СОУЭ выполняется через 2

года с момента ввода в эксплуатацию. При дальнейшей эксплуатации техническое освиде-

тельствование систем проводится один раз в год. В состав комиссии должны входить:

– руководитель объекта, на котором проводится освидетельствование систем ПС

(ОПС) и СОУЭ;

– представитель службы пожарной охраны;

– лицо, ответственное за эксплуатацию систем ПС (ОПС) и СОУЭ объекта;

– представитель специализированной (подрядной) организации, осуществляющей ра-

боты по обслуживанию систем ПС (ОПС) и СОУЭ согласно договора.

7.8.6 По результатам работы комиссии составляется акт технического освидетельст-

вования системы (см. приложение Л).

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

7.9 Трудоемкость технического обслуживания и ремонта оборудования

систем автоматики и телемеханики

7.9.1 Трудоемкость технического обслуживания и ремонта выражает затраты труда

на проведение одного технического обслуживания или одного ремонта каждой единицы

оборудования систем автоматики и телемеханики в пределах типового объема работ, указан-

ных в таблицах Б.1-Б.3 приложения Б.

7.9.2 Трудоемкость зависит от следующих факторов:

- технического уровня производства;

- квалификации работников;

- организации и условий труда;

- сложности выполняемой операции.

7.9.3 Длительность (продолжительность) выполнения работ определяется по форму-

ле:

исп

Н =

(7.1)

где Н

– норма трудоемкости, чел.-час;

– норма длительности, т.е. время, за которое может быть выполнена единица работы

на одном рабочем месте, час;

исп

.- число исполнителей, занятых выполнением работы, чел.

7.9.4 Норма трудоемкости работ является формой выражения нормы времени, кото-

рая измеряется в человеко-часах. Расчет норм времени проводится по формуле:

(

)

,100/

отдпзопопшт

ttТТТ

(7.2)

где Т

шт

- норма штучного времени на ремонт одной единицы оборудования, чел.-час;

оп

- оперативное время на ремонт одной единицы оборудования, включающее в себя

время на выявление дефектов и время непосредственно на ремонт этого оборудования, чел.-

час;

пз

- время на подготовительно-заключительные работы и обслуживание рабочего места,

в процентах от оперативного времени;

отд

- время на отдых и личные надобности, в процентах от оперативного времени.

7.9.5 В соответствии с нормами [6] предусмотрено:

- время на подготовительно-заключительные работы и обслуживание рабочего места,

оформление допуска к работе в размере 3 % от оперативного времени;

- время на отдых и личные надобности – 7 % от оперативного времени.

7.9.6 Нормы трудоемкости приняты с

учетом:

- оснащения рабочих мест необходимым сервисным оборудованием (средствами из-

мерений, стендами и установками), приспособлениями, инструментами и рационального его

использования;

- выполнения работ рабочими соответствующей квалификации;

- перемещения вручную сервисного оборудования, материала, инструмента и приспо-

соблений в пределах рабочей зоны (до 50 м) весом до 20 кг;

- проведения работ в закрытых помещениях, соответствующих нормам и правилам

проектирования промышленных зданий и сооружений, с соблюдением правил промышлен-

ной и пожарной безопасности и промсанитарии;

- выполнения работ согласно регламентирующим заводами-изготовителями эксплуа-

тационным документам (паспорта, инструкции по эксплуатации, руководства по эксплуата-

ции);

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

- использования в работе материала в соответствии с техническими условиями.

7.9.7 Нормы не учитывают затраты времени на проведение следующих видов работ:

- перемещение вручную сервисного оборудования, материала, инструмента и приспо-

соблений на расстояние свыше 50 м и весом более 20 кг;

- доставка ремонтных бригад на удаленные объекты;

- удаление старой краски с корпусов, удаление коррозии и окалины с помощью спе-

циального оборудования или приспособлений;

- полная окраска корпусов методом распыления или другим методом в специально

оборудованных помещениях рабочими-малярами, нанесение грунта и шпатлевки, шлифова-

ние перед хранением;

- оформление разрешительной документации и заполнение формуляров (паспортов),

актов, протоколов и т.п.

7.9.8 Нормы трудоемкости при выполнении работ на высоте более 1,5 м увеличива-

ются в 1,1 раза.

7.9.9 На работы, не предусмотренные настоящим документом, нормы трудоемкости

устанавливаются методом технического нормирования [6].

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

8 Порядок диагностирования оборудования систем

автоматики, отработавшего назначенный срок эксплуатации

8.1 Оборудование систем автоматики, отработавшее установленный заводами-

изготовителями назначенный срок службы (срок эксплуатации), подлежат диагностирова-

нию с целью определения фактического технического состояния и продления срока службы

(эксплуатации) оборудования систем автоматики и телемеханики. Оборудование систем ав-

томатики и телемеханики, подлежащее диагностированию включается установленным по-

рядком в комплексную Программу по диагностике, техническому перевооружению, рекон-

струкции и капитальному ремонту объектов ДО МН. Порядок включения объекта

подлежащего диагностированию в комплексную Программу определяется ОР-03.100.50-

КТН-124-07. 8.2 Планы диагностики оборудования систем автоматики объектов МН формируются

в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-124-07 и ОР-19.100.00-КТН-295-07 «Регламент диагно-

стики и аттестации нефтеперекачивающих станций».

8.3 В срок до 24 апреля текущего года отдел АСУ ТП ДО МН формирует «Програм-

му диагностики оборудования систем автоматики» на следующий год и направляет её в де-

партамент ИТ ОАО «АК «Транснефть» для согласования. В срок до 4 мая текущего года от-

дел АСУ ТП ДО МН представляет согласованную Программу в отдел эксплуатации ДО МН

для включения в раздел «Диагностика технического состояния объектов МН» комплексной

Программы по диагностике, техническому перевооружению, реконструкции и капитальному

ремонту объектов магистральных нефтепроводов.

8.4 Основанием для включения в «Программу диагностики оборудования систем ав-

томатики» являются следующие показатели:

− окончание в планируемом году нормативного срока эксплуатации оборудования сис-

тем автоматики, определенного заводом-изготовителем.

− окончание в планируемом году срока продления эксплуатации, установленного по ре-

зультатам предыдущей диагностики оборудования автоматики.

− ввод системы автоматики в эксплуатацию после нахождения ее в консервации, режиме

содержания в безопасном состоянии более 1 года,

− возникновении в течение календарного года на НПС трех и более отказов оборудова-

ния автоматизации, приведших к аварийной остановке НПС (снижению режима пере-

качки нефти)».

8.5 Технический отчет по результатам диагностирования должен содержать оценку

технического состояния и остаточного срока службы (эксплуатации) оборудования систем

автоматики и телемеханики.

8.6 Отчет по диагностике оборудования системы автоматики НПС в соответствии с

ОР-19.100.00-КТН-295-07 включается в состав документации к Протоколу аттестации НПС.

В отчете указывается срок проведения следующего диагностирования оборудования. Мак-

симальный срок, на который допускаетсяпродление срока эксплуатации оборудования

системы автоматики по результатам диагностики, устанавливается равным сроку до

окончания установленного заводом-изготовителем срока эксплуатации (среднего срока

службы), но не более 7 лет. По истечению установленного заводом-изготовителем срока

эксплуатации, продление срока эксплуатации осуществляется периодами не более 3 лет.

ДО МН направляет Протокол аттестации НПС в экспертную организацию для прове-

дения экспертизы промышленной безопасности. Свидетельство аттестации НПС оформляет-

ся при условии наличия положительного заключения экспертной организации. ДО МН на

основании результатов экспертизы оформляет Свидетельство аттестации НПС.

8.7 Работы по диагностированию должны выполняться персоналом специализиро-

ванных подрядных организаций. Перечень оборудования систем автоматики, содержание

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

работ и методики диагностирования оборудования систем автоматики и телемеханики опре-

деляются РД-19.020.00-КТН-073-07, а также программой производства работ по диагности-

рованию. Программа производства работ разрабатывается перед началом диагностирования,

ППР определяет порядок и сроки проведения работ по диагностированию, включает меро-

приятия по обеспечению безопасного производства работ по диагностированию, перечень

необходимых нормативно-технических документов. Программа предусматривает выполне-

ние следующих работ:

- анализ документации (паспорта, формуляры, эксплуатационная документация, нор-

мативно-техническая документация и т.д.);

- анализ условий эксплуатации (срок эксплуатации, аварийное воздействие на обору-

дование);

- сбор информации об отказах и неисправностях оборудования, проведенном техниче-

ском обслуживании или ремонте (текущем, капитальном);

- визуальное обследование;

- инструментальное обследование;

- оформление технического отчета.

8.8 Программа производства работ должна содержать численный состав и квалифи-

кацию персонала специализированной подрядной организации в зависимости от сложности

работ, сроков выполнения, рассредоточенности объектов, а также с учетом ограничения ра-

боты МН (с остановкой НПС или снижением режима перекачки).

8.9 Программа производства работ должна содержать перечень средств измерений и

оборудования, необходимых для проведения диагностирования, с указанием:

- класса точности;

- предела измерений;

- наличия сертификата утверждения типа средств измерений;

- наличия сертификата соответствия;

- наличия сертификата взрывобезопасности (для оборудования во взрывозащищенном

исполнении).

8.10 Диагностика оборудования систем автоматики должна проводиться выбран-

ными на конкурсной основе специализированными подрядными организациями, отвечающие

следующим требованиям:

- наличие разрешительной документации на право проведения работ по диагностиро-

ванию оборудования автоматики (лицензия, сертификат), оформленной в установленном по-

рядке на данную подрядную организацию;

- техническая и технологическая оснащенность оборудованием, согласно требований

РД-19.020.00-КТН-073-07;

- наличие в штате персонала, количественный, квалификационный и профессиональ-

ный уровень которого соответствует и подтвержден документально заявленным видам работ

по диагностике;

- возможность выполнения диагностических операций согласно требований норма-

тивной документации;

- наличие, состав и актуальность нормативной и технической документации, устанав-

ливающей организационные и технические требования к выполнению всей номенклатуры

работ по диагностике;

- наличие документов подтверждающих правовой статус организации по отношению

к требованиям действующего законодательства Российской Федерации;

- наличие документов подтверждающих финансовую состоятельность;

- наличие опыта выполнения работ в данной отрасли.

8.11 Ответственный за проведение диагностических работ (руководитель) должен в

установленном порядке оформить наряд-допуск на огневые, газоопасные и другие работы

повышенной опасности и приступить к выполнению диагностических работ.

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

8.12 При производстве диагностических работ должны соблюдаться меры безопас-

ности согласно РД-19.020.00-КТН-073-07 и программы производства работ, а также требова-

ния ПТЭЭП, ПУЭ и ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00).

-03

ОАО «АК «Транснефть»

Руководство по техническому обслуживанию

и ремонту оборудования систем автоматики

и телемеханики магистральных нефтепроводов

9 Сроки эксплуатации и списания оборудования систем

автоматики и телемеханики

9.1 Назначенный срок службы (срок эксплуатации) оборудования систем автоматики

и телемеханики устанавливается заводами-изготовителями оборудования в технической до-

кументации (паспорте, инструкции по эксплуатации, руководстве по эксплуатации).

9.2 По истечении назначенного срока эксплуатации, указанного в технической доку-

ментации на оборудование систем автоматики и телемеханики, оборудование подлежит ди-

агностированию с целью определения возможности дальнейшей надежной и безопасной экс-

плуатации или принятия решения о снятии с эксплуатации, демонтаже и списании оборудо-

вания систем автоматики и телемеханики.

9.3 Списанию подлежит оборудование, отработавшее назначенный срок эксплуата-

ции, если установлено, что фактическое техническое состояние оборудования не соответст-

вует технической документации, а также не отвечает требованиям действующей в Компании

НТД.

9.4 После получения технического отчета с заключением о возможности (или невоз-

можности) дальнейшей эксплуатации оборудования эксплуатирующая организация прини-

мает решение о дальнейшей эксплуатации (или прекращении дальнейшей эксплуатации).

При принятии решения о прекращении дальнейшей эксплуатации оборудование подлежит

демонтажу и списанию.