Нормативы численности рабочих нефтегазодобывающих управлений нефтяной промышленности

(утв. Миннефтепромом СССР 10.08.1987)

Утверждаю Заместитель Министра нефтяной промышленности СССР Н.И.КАРХАЛЕВ 10 августа 1987 года

НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

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.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Нормативы численности рабочих, приведенные в сборнике, разработаны по видам работ независимо от организационной структуры нефтегазодобывающих управлений и охватывают:

обслуживание наземного оборудования скважин и оборудования объектов, "привязанных" к скважинам;

сбор, подготовку и перекачку нефти;

поддержание пластового давления (вторичные методы эксплуатации) и подготовку технологической жидкости для закачки в пласт;

промыслово-исследовательские работы, замер дебита и отбор проб;

обслуживание оборудования и объектов по сбору и утилизации газа;

ремонт эксплуатационного оборудования, электрооборудования и электропогружннх установок;

подземный (текущий) и капитальный ремонт скважин;

эксплуатацию средств и систем автоматизации и телемеханизации;

пароводоснабжение;

производство лабораторных анализов;

прочие работы.

Нормативами численности предусматривается явочная численность рабочих. Для определения списочной численности применяется коэффициент перехода от явочной численности к списочной, расчеты которого приведены в соответствующем разделе сборника.

Трудоемкость работ, учтенная в нормативах численности, определена при условии выполнения действующих норм времени на 100%. При перевыполнении норм времени нормативная численность корректируется в сторону уменьшения на величину процента перевыполнения норм. При обслуживании нефтепромысловых объектов, выделяющих свободный сероводород, к нормативам численности, предусматривающим обслуживание одним человеком в смену, применяется коэффициент 1,6.

Нормативная численность рассчитывается на виды работ, выполняемые силами НГДУ. Если отдельные виды работ выполняются другими организациями (ЦБПО, УПНПиКРС, Управлениями "Энергонефть" и др.), численность на эти работы не определяется.

Нормативы численности предназначены для определения численности и расстановки рабочих по рабочим местам. При расстановке рабочих рекомендуется, исходя из производственных возможностей, вводить совмещение профессий и расширение зон обслуживания.

Нормы времени на выполнение работ (трудоемкость обслуживания), приведенные в приложениях настоящего сборника, могут быть использованы при составлении нормированных заданий рабочим-повременщикам.

Для объединений Западной и Восточной Сибири, Коми АССР и Архангельской области рекомендуется пользоваться нормативами численности рабочих, разработанными для Главтюменнефтегаза.

Сборник состоит из трех разделов:

раздел I - нормативная часть;

раздел II - методика расчета нормативов численности;

раздел III - указания о порядке расчета нормативной численности.

Приложения - составы работ, нормы времени и другие показатели, на основании которых рассчитаны нормативы.

РАЗДЕЛ I

НОРМАТИВНАЯ ЧАСТЬ

I. Обслуживание наземного оборудования скважин и другого оборудования, "привязанного" к скважинам

Таблица 1

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА (БЕЗ ПЕРЕХОДОВ)

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 1.

Способ эксплуатации	Нормативы численности на обслуживание скважины		Номер норматива
	телемеханизированной	нетелемеханизированной
Глубиннонасосный	0,0327	0,0380	1
Фонтанный	0,0134	0,0182	2
Электропогружным насосом	0,0144	0,0200	3
Газлифтный	0,0437	0,0708	4
	а	б

Примечания: 1. При производственной необходимости обслуживания нетелемеханизированных скважин в две или три смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для обслуживания в две смены - 1,25; три смены - 1,55.

2. К телемеханизированным скважинам относятся также скважины, работающие на телемеханизированные групповые установки.

Таблица 2

СПЕЦИФИЧЕСКИЕ И СЕЗОННЫЕ РАБОТЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ХАРАКТЕРНЫЕ ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ РАЙОНОВ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 2.

Наименование работ		Нормативы численности на 100 работ	Номер норматива
1		2	3
	А. Специфические работы
	Для скважин с интенсивным отложением парафина
1.	Участие оператора в пропаривании арматуры, выкидной линии и трапа от парафина (после проведения ПРС и КРС и перед покраской)	0,046	1
2.	Участие оператора в закачке конденсата, химреагента в скважину	0,043	2
3.	Очистка нефтепроводов от парафина при помощи резиновых торпед" (пуск "торпед" от скважины и прием на групповой установке)	0,018	3
4.	Участие оператора в пропаривании НКТ и штанг при работающем ШГН	0,125	4
5.	Участие оператора в промывке скважины горячей нефтью	0,073	5
6.	Участие оператора в промывке выкидной линии от песка	0,026	6
7.	Подготовка скважины для промывки от песчаной пробки	0,043	7
	Для скважин с большим газовым фактором
8.	Продувка газовой линии на скважине	0,006	8
9.	Снижение давления газа в затрубном пространстве	0,004	9
10.	Зажигание газового факела (на скважине, СУ, АГЗУ)	0,003	10
11.	Разрядка газового шлейфа и затрубного пространства при остановке газлифтной скважины	0,018	11
12.	Участие оператора в перезапуске газлифтной скважины	0,011	12
13.	Ликвидация гидратных пробок в газопроводе газлифтной скважины	0,055	13
	Б. Сезонные работы
1.	Участие оператора в очистке территории от снега, планировке с помощью спецтехники	0,022	14
2.	Участие оператора в очистке подъездных путей к скважине, замерной установке с помощью спецтехники	0,082	15
3.	Очистка настила арматурной площадки от снега вручную	0,009	16
4.	Очистка от снега подходов к ГЗУ "Спутник" вручную	0,018	17
5.	Прополка травы на обваловке групповой установки - 4 раза в год	0,088	18
6.	Скашивание травы вокруг объекта (скважина, групповая установка - 1 раз в год)	0,073	19
7.	Очистка устья скважин от песчаных заносов вручную	0,036	20
	В. Общие работы
1.	Замена настила арматурной площадки (после проведения КРС и ПРС)	0,023	21
2.	Ремонт настила арматурной площадки	0,014	22
3.	Установка указателей на месте пересечения нефтепровода с дорогами или на месте вывода пропарочного стояка на нефтепроводе	0,006	23
4.	Участие оператора в подготовке в приемке работ при освоении скважины, всего	0,093	24
	в т.ч. до освоения	0,041	25
	в период освоения	0,004	26
	по окончании освоения	0,048	27
5.	Участие оператора в пуске скважины и выводе ее на режим после смены ЭЦН, всего	0,077	28
6.	Участие оператора в приеме скважины, оборудованной ШГН, из текущего ремонта	0,035	29

Таблица 3

ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВОК ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН, СПУСК И ПОДЪЕМ СКРЕБКА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводится в приложениях 3, 4.

Глубина спуска скребка, м	Норматив численности									Номер норматива
	Спустить и поднять скребки при помощи ручной лебедки			Спустить и поднять скребки при помощи полуавтоматической установки			Спустить и поднять скребки при помощи автоматической установки
	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	реже 1 раза в сутки	1 раз в сутки	1 раз в смену
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
			А. Лифт остеклованный
100	0,0042	0,0049	0,0070	0,0050	0,0062	0,0088	0,0050	0,0062	0,0088	1
200	0,0049	0,0056	0,0076	0,0052	0,0091	0,0091	0,0052	0,0065	0,0091	2
300	0,0055	0,0063	0,0083	0,0055	0,0067	0,0093	0,0055	0,0067	0,0093	3
400	0,0062	0,0070	0,0090	0,0057	0,0069	0,0095	0,0057	0,0069	0,0095	4
500	0,0069	0,0076	0,0097	0,0059	0,0072	0,0098	0,0059	0,0072	0,0098	5
600	0,0075	0,0083	0,0103	0,0062	0,0074	0,0100	0,0062	0,0074	0,0100	6
700	0,0082	0,0089	0,0110	0,0064	0,0077	0,0102	0,0064	0,0077	0,0102	7
800	0,0089	0,0096	0,0117	0,0066	0,0079	0,0105	0,0066	0,0079	0,0105	8
900	0,0096	0,0103	0,0123	0,0069	0,0081	0,0107	0,0069	0,0081	0,0107	9
1000	0,0102	0,0110	0,0130	0,0071	0,0084	0,0109	0,0071	0,0084	0,0109	10
Б. Лифт неостеклованный
100	0,0220	0,0228	0,0248	0,0229	0,0241	0,0267	0,0050	0,0062	0,0088	11
200	0,0323	0,0330	0,0350	0,0264	0,0277	0,0303	0,0052	0,0065	0,0091	12
300	0,0425	0,0432	0,0453	0,0300	0,0312	0,0338	0,0055	0,0067	0,0093	13
400	0,0527	0,0534	0,0555	0,0335	0,0348	0,0374	0,0057	0,0069	0,0095	14
500	0,0629	0,0636	0,0657	0,0370	0,0383	0,0409	0,0059	0,0072	0,0098	15
600	0,0731	0,0736	0,0759	0,0406	0,0419	0,0444	0,0062	0,0074	0,0100	16
700	0,0834	0,0841	0,0862	0,0442	0,0444	0,0480	0,0064	0,0077	0,0102	17
800	0,0936	0,0943	0,0964	0,0477	0,0490	0,0510	0,0066	0,0079	0,0105	18
900	0,1038	0,1046	0,1066	0,0513	0,0526	0,0551	0,0069	0,0081	0,0107	19
1000	0,1140	0,1148	0,1168	0,0548	0,0561	0,0587	0,0071	0,0084	0,0109	20
	а	б	в	г	д	е	ж	з	и

Примечание. При изменении количества спуска-подъема скребка и глубины спуска нормативы пересчитываются.

Таблица 4

ОБСЛУЖИВАНИЕ ГРУППОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА И ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ (ГЗНУ, ГЗУ ТИПА "СПУТНИК")

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 5.

Групповые установки	Нормативы численности на установку	Номер норматива
1. ГЗНУ
а) телемеханизированной	0,0577	1
б) нетелемеханизированной	0,0857	2
2. ГЗУ типа "Спутник"
а) телемеханизированной	0,0354	3
б) нетелемеханизированной	0,0597	4

Примечание. При производственной необходимости обслуживания нетелемеханизированных групповых установок в две или три смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для обслуживания в две смены - 1,42, в три смены - 1,85.

Таблица 5

ОБСЛУЖИВАНИЕ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ СБОРА И ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ, ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСОСА ОТКАЧКИ ЖИДКОСТИ ИЗ МЕРНИКА УСТАНОВКИ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводится в приложениях 6, 7.

Выполняемая работа	Единица измерения	Нормативы численности	Номер норматива
1	2	3	4
Обслуживание индивидуальной установки для сбора и замера жидкости:
телемеханизированной	1 уст.	0,0044	1
нетелемеханизированной	1 уст.	0,0084	2
Откачка жидкости:
а) неавтоматизированным насосом в присутствии оператора один раз в сутки	1 откачка	0,022	3
б) автоматизированным насосом с включением автомата откачки оператором один раз в сутки	1 откачка	0,013	4

Примечания: 1. При производственной необходимости обслуживания нетелемеханизированной установки в две или три смены к нормативам численности применяются коэффициенты: для обслуживания в две смены - 1,25, три смены - 1,55.

2. Если количество откачек более или менее одного раза в сутки, нормативы соответственно изменяются.

3. Нормативы не распространяются на откачку жидкости, если на объекте предусмотрено автоматическое включение насоса откачки.

Таблица 6

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДОЗАТОРНЫХ УСТАНОВОК (ЕМКОСТЬЮ 200 Л)

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 8.

Дозаторные установки	Нормативы численности на установку	Номер норматива
Телемеханизированные	0,014	1
Нетелемеханизированные	0,020	2

Таблица 7

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЦЕНТРАЛЬНЫХ ТРАПНЫХ УСТАНОВОК

Центральные трапные установки	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
При количестве работающих технологических аппаратов (гидроциклонов, газосепараторов, трапов):
до 9	1	1
10 - 18	2	2
19 - 30	3	3
31 - 35	4	4

Примечание. При подключении трапной установки к пульту управления один из операторов находится у пульта.

Таблица 8

ОБСЛУЖИВАНИЕ НЕФТЯНОГО КОЛОДЦА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 9.

Нефтяные колодцы	Нормативы численности на колодец	Номер норматива
С ручным приводом	0,0004	1
С электроприводом	0,0006	2

Таблица 9

ОБСЛУЖИВАНИЕ КОНТРОЛЬНЫХ, ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ

И БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 10.

Скважины	Нормативы численности на скважину	Номер норматива
Контрольные и пьезометрические	0,0018	1
Бездействующие	0,0014	2

Таблица 10

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОТДАЛЕННЫХ И НЕУПРАВЛЯЕМЫХ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Скважины	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
1	2	3
Отдаленная скважина (более 3 км при резкопересеченной местности, 4 км при пересеченной местности, 5 км при равнинной местности)	0,5	1
Отдаленная группа скважин (та же характеристика)	1	2
Неуправляемая фонтанная скважина, группа скважин (невозможна регулировка подачи жидкости, угроза прорыва жидкости в межколонное пространство)	1	3

Примечания: 1. При обслуживании отдаленной скважины дополнительная численность рабочих по уходу за насосами по откачке нефти, для спуска-подъема скребка не устанавливается.

2. Если отдаленные скважины расположены рядом с пунктом сбора нефти или групповой установкой, обслуживание всех объектов производится одной группой рабочих.

Таблица 11

ПЕРЕХОДЫ (ПЕРЕЕЗДЫ) ОПЕРАТОРОВ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 11.

Рельеф местности	Нормативы численности на 100 м среднего расстояния при обслуживании скважин				Номер норматива
	телемеханизированных		нетелемеханизированных
	переходы	переезды	переходы	переезды
Равнинная	0,0016	0,00022	0,0033	0,00044	1
Пересеченная	0,0024	0,00029	0,0049	0,00057	2
Резкопересеченная	0,0028	0,00034	0,0055	0,00068	3
	а	б	в	г

Примечание. Нормативами численности предусматривается подход к обслуживаемым объектам: к нетелемеханизированным 1 раз в сутки, к телемеханизированным 1 раз в два дня, при производственной необходимости подхода к объектам более 1 раза в сутки норматив численности соответственно увеличивается.

Таблица 12

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА (ДП)

Выполняемая работа	Единица измерения	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Обслуживание диспетчерского пункта	1 пульт	1	1

Таблица 13

ОБСЛУЖИВАНИЕ ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННЫХ ОБЪЕКТОВ ДЕЖУРНЫМИ ОПЕРАТОРАМИ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ, ПРИКРЕПЛЕННЫМИ К ДИСПЕТЧЕРСКОМУ ПУНКТУ (ДП)

Количество объектов подключенных к пультам ДП	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
До 100	1	1
Свыше 100	2	2

Примечания: 1. Численность определяется при условии, если скважины, подключенные к диспетчерскому пункту, обслуживаются в 1 смену.

2. К телемеханизированным скважинам относятся также скважины, подключенные к телемеханизированным групповым установкам.

II. Сбор, подготовка и перекачка нефти

Таблица 14

ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ, НАСОСОВ, ЕМКОСТЕЙ, ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ, ВНУТРЕННИХ ТРУБОПРОВОДОВ И ДР. ОБОРУДОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ, ГОЛОВНЫХ, ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ПАРКОВ

Количество обслуживаемых резервуаров	Объем перекачиваемой жидкости в сутки, тыс. т	Общая емкость парка, тыс. м3	Нормативы численности		Номер норматива
			на одну смену	дополнительно в днев. смену
1	2	3	4	5	6
До 3	Независимо от объема	Независимо от емкости	1	-	1
4 - 5	До 1	То же	1	-	2
	1 и более	До 12	1	-	3
		от 12 до 30	2	-	4
		30 и более	2	1	5
6 - 8	До 1	Независимо от емкости	1	-	6
	1 и более	До 6	1	-	7
		от 6 до 30	2	-	8
		30 и более	3	1	9
9 - 15	До 10	Независимо от емкости	2	-	10
	10 - 20	До 25	2	-	11
		25 и более	2	1	12
	20 и более	До 25	2	-	13
		25 и более	3	1	14
16 и более	До 10	До 50	2	-	15
		50 и более	2	1	16
	10 - 20	До 25	2	-	17
		от 25 до 50	2	1	18
		50 и более	3	1	19
	20 и более	До 25	2	1	20
		25 и более	3	1	21
			а	б

Примечание. Если по условиям техники безопасности (при наличии специальных указаний) замеры должны производиться в присутствии второго лица, дополнительно предусматривается 1 чел. в смену для парков, обслуживаемых 1 чел.

Таблица 15

ОТБОР ПРОБ НЕФТИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводится в приложении 12.

Выполняемая работа	Нормативы численности на 100 отборов проб	Номер норматива
Отбор проб нефти с резервуаров (один отбор включает отбор с трех уровней)	0,059	1

Примечание. Если отбор проб с резервуаров производится операторами по перекачке, нормативная численность по данной таблице не определяется.

Таблица 16

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ ПО ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ, ПОДТОВАРНЫХ И КАНАЛИЗАЦИОННЫХ ВОД, ВОДОСНАБЖЕНИЯ, ДОЖИМНЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Насосные станции	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Нетелемеханизированные с количеством работающих насосов
до 9	1	1
10 и более	2	2
Телемеханизированные	1 (в дневную смену)	3

Примечания: 1. Нормативы установлены для насосной станции, которая по условиям работы не может обслуживаться рабочими других, рядом расположенных объектов или расположена от основных объектов резервуарного парка на расстоянии более 1 км.

2. Если две насосные с количеством работающих насосов 1 - 2 расположены на расстоянии не более 1 км одна от другой, численность предусматривается только на одну насосную станцию.

Таблица 17

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Типы установок для подготовки нефти	Обслуживаемое оборудование		Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
1	2		3	4
УКПН - установки комплексной подготовки нефти - обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти	Теплообменники, дегидраторы, отстойники, стабилизационные колонны, холодильники, сепараторы, емкости и др.
	1 блок		3	1
	2 блока		5	2
	3 блока		7	3
	Печи технологические		1	4
	Насосы, компрессоры		1	5
ЭЛОУ, работающая на токе промышленной частоты - обезвоживание и обессоливание нефти	Электродегидраторы, отстойники, подогреватели насосы и др.
	1 блок		2	6
	2 блока		4	7
Установка подготовки нефти (производство ГДР) производительностью 3,5 млн. т в год, Установка подготовки нефти производительностью 6 - 8,0 млн. т в год со ступенями сепарации	I ступень сепарации:
	расширитель, сепаратор газовый, отстойник, блок реагентного хозяйства, емкость воды, емкость горячей воды, емкость пенообразователя		1	8
	II ступень сепарации:		1	9
	нагреватели, сепаратор промежуточный, электродегидратор, буферная емкость, печи нагрева
	насосы, компрессоры		1	10
	очистные сооружения, РВС, насосы, емкости периодической откачки нефти		1	11
УДО-2М, ТХУ, УОН, УПН, прочие установки для подготовки нефти термохимическим способом по закрытой системе под давлением - обезвоживание нефти	Теплообменники, дегидраторы, подогреватели, отстойники и др. при фактической производительности установки в год:
	до 1 млн. т		1	12
	до 1 млн. т (сернистая нефть)		2	13
	1 млн. т и более		2	14
	Трубчатые или радиантные печи установок УДО-2М, ТХУ, УОН, УПНП (при производственной необходимости обслуживания)		1	15
Установка подготовки нефти производительностью 8,0 млн. т и более	1.	Предварительный отстой: отстойники, технологические трубопроводы	1	16
	2.	Технологический отстой: отстойники, блок реагентного хозяйства, буферные емкости, насосная некондиционной нефти, емкости горячей ступени сепарации	1	17
	3.	Подогрев: печи технологические	1	18

Примечание. При наличии на установках подготовки нефти производительностью 8,0 млн. т и более компрессорной станции численность на обслуживание компрессорной станции определяется по нормативам, приведенным в табл. 33.

Таблица 18

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ЛОВУШЕЧНОГО ХОЗЯЙСТВА

Обслуживаемое оборудование	Нормативы численности на одну смену на объект	Номер норматива
Ловушки двухсекционные, четырехсекционные, восьмисекционные системы "Гипровостокнефть" с прудами-накопителями	1	1
Пруды-накопители	1 (в дневную смену)	2

Таблица 19

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВКИ ПО ОЧИСТКЕ НЕФТЯНЫХ СТОЧНЫХ ВОД ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СИСТЕМЕ ЗАВОДНЕНИЯ

Обслуживаемое оборудование	Нормативы численности на одну смену на объект	Номер норматива
Нефтеловушки, фильтры, резервуары-отстойники, булиты, илонакопители и др.	1	1
Насосы	1	2

Таблица 20

ОЧИСТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ И ОТСТОЙНИКОВ

Объем резервуаров, м3	Нормативы численности на одну очистку	Номер норматива
100 - 400	0,060	1
700	0,080	2
1000	0,084	3
2000	0,096	4
3000	0,101	5
4600	0,110	6
5000 - 8000	0,128	7
10000	0,138	8
20000	0,188	9

III. Поддержание пластового давления

Таблица 21

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ ПО ЗАКАЧКЕ РАБОЧЕГО АГЕНТА (ВОДЫ) В ПЛАСТ И НАСОСНОЙ ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Насосные станции	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Нетелемеханизированные с количеством работающих насосов:
до 9	1	1
10 и более	2	2
Телемеханизированные	1 (в дневную смену)	3

Примечания: 1. Если две насосные станции с 1 - 2 работающими насосами расположены на расстоянии до 1 км одна от другой, численность предусматривается только на одну насосную.

2. Если насосная станция с 1 - 2 работающими насосами закачивает рабочий агент в нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии до 1 км, нормативами предусматривается и обслуживание нагнетательных скважин.

Таблица 22

ОБСЛУЖИВАНИЕ БЛОЧНОЙ КУСТОВОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (БКНС) ПО ЗАКАЧКЕ ВОДЫ В ПЛАСТ

Обслуживаемое оборудование	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Блок нетелемеханизированной кустовой насосной станции с числом работающих насосов:
1 - 2	0,5	1
3 и более	1,0	2
Блок телемеханизированной кустовой насосной станции с числом работающих насосов:
1 - 2	0,5 (в дневную смену)	3
3 и более	1,0 (в дневную смену)	4

Таблица 23

ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВКИ ПО ПОДДЕРЖАНИЮ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ТИПА УЭЦП

Установки	Норматив численности на установку	Номер норматива
Нетелемеханизированная	0,50	1
Телемеханизированная	0,25	2

Таблица 24

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО ПУНКТА (ДП) И ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Выполняемая работа	Единица измерения	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Обслуживание диспетчерского пункта (ДП)	1 пульт	1	1
Обслуживание телемеханизированных насосных станций, подключенных к диспетчерскому пункту, дежурными машинистами	1 ДП	1 (во вторую и третью смену)	2

Таблица 25

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДООЧИСТНОЙ СТАНЦИИ И ЛАБОРАТОРИИ ПО КОНТРОЛЮ КАЧЕСТВА ВОДЫ

Производительность водоочистной станции, тыс. м3/сутки	Нормативы численности на одну смену на обслуживание		Номер норматива
	водоочистной станции	лаборатории
До 5	1	1 (в дневную смену)	1
От 5 до 15	1	1	2
От 15 до 50	2	1	3
Свыше 50	3	1	4
	а	б

Таблица 26

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 13.

Выполняемая работа	Норматив численности на скважину	Номер норматива
Обслуживание нагнетательной скважины действующего фонда	0,010	1

Примечания: 1. Нормативы численности предусмотрены для нагнетательных скважин, не обслуживаемых машинистами насосных станций по закачке воды в пласт (КНС, БКНС).

2. Нормативная численность на переходы (переезды) рассчитывается по табл. 11.

Таблица 27

ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН ВОДОЗАБОРА

Выполняемая работа	Нормативы численности на одну смену при расстоянии между скважинами водозабора в одной группе, м		Номер норматива
	до 500	500 и более
Обслуживание скважин водозабора при их количестве в одной группе:
до 16	1	1	1
17 и более	1	2	2
	а	б

Примечание. Нормативы установлены для скважин водозабора, которые по условиям организации производства не могут обслуживаться рабочими рядом расположенных насосных станций.

Таблица 28

ОБСЛУЖИВАНИЕ ВОДОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ, ГАЗО-, ВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ БУДОК (ВРБ, ГРБ)

Обслуживаемые объекты, группы объектов		Норматив численности на одну смену	Номер норматива
1.	Водораспределительные будки, предназначенные для распределения воды по отдельным нагнетательным скважинам при законтурном или площадном заводнении - до 5 ВРБ	1	1
2.	Газо- и воздухораспределительные будки, предназначенные для распределения сжатого газа, воздуха по отдельным скважинам при компрессорной, газлифтной эксплуатации скважин и при вторичных методах эксплуатации - до 5 ГРБ	1	2

Примечание. Нормативы установлены для водо-, газо-, воздухораспределительных будок, которые по условиям организаций производства не могут обслуживаться рабочими других, рядом расположенных объектов.

IV. Замер дебита, отбор проб и исследование скважин

Таблица 29

ЗАМЕР ДЕБИТА СКВАЖИН, ОТБОР ПРОБ ЖИДКОСТИ И ГАЗА, ПЕРЕХОДЫ, ПЕРЕЕЗДЫ ПРИ ЗАМЕРЕ ДЕБИТА И ОТБОРЕ ПРОБ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 14.

Выполняемая работа			Нормативы численности на 100 замеров, отборов проб	Номер норматива
1			2	3
А. Замер дебита скважин
I.	Замер дебита при помощи мерника на индивидуальной установке		0,008	1
II.	Замер дебита скважин на групповой установке
	1.	При помощи мерника	0,016	2
	2.	При помощи мерника через гребенку	0,020	3
	3.	При помощи мерника через гребенку с переводом замеряемой скважины с дополнительной гребенки на замерную	0,023	4
	4.	Через трап на мерник	0,023	5
	5.	Через трап на мерник с переводом замеряемой скважины на промежуточную гребенку	0,020	6
	6.	Через трап на мерник с остановкой скважины, работающей в один коллектор с замеряемой	0,119	7
	7.	Через трап на мерник с остановкой одной скважины, работающей в один коллектор с замеряемой, и переводом на замер с дополнительной гребенки на замерную	0,160	8
	8.	Через трап на мерник с переводом скважины на замер с дополнительной гребенки без остановки скважины	0,112	9
	9.	Через гребенку на трап	0,024	10
	10.	Через гребенку, трапы I и II ступеней сепарации, прибор ДП-430 на замерные емкости	0,080	11
III.	Замер дебита на автоматической групповой замерной установке типа "Спутник" (АГЗУ):
	а)	телемеханизированной	0,012	12
	б)	нетелемеханизированной	0,017	13
Б. Отбор проб жидкости и газа со скважины
1.	Отбор проб жидкости		0,003	14
2.	Отбор проб газа		0,006	15
В.	Переходы, переезды при замере дебита и отборе проб		Коэффициент 1,3 к нормативам численности на замер дебита, отбор проб

Таблица 30

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ, НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ, КОНТРОЛЬНЫХ И ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН И ПЕРЕХОДЫ (ПЕРЕЕЗДЫ) ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 15.

Выполняемые работы		Нормативы численности на 100 исследований при глубине спуска прибора, м						Номер норматива
		500	1000	2000	3000	4000	5000
1		2	3	4	5	6	7	8
I. Глубиннонасосная эксплуатация скважин (СКН)
1.	Замер забоя или уровня жидкости в скважине через межтрубное пространство	0,047	0,065	0,102	0,139	0,175	0,212	1
2.	Отбивка динамического уровня жидкости в скважине волномером	0,051	0,051	0,051	0,051	0,051	0,051	2
3.	Отбивка статического уровня жидкости в скважине волномером	0,022	0,022	0,022	0,022	0,022	0,022	3
4.	Отбивка динамического и статического уровней с помощью орифайса	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	4
5.	Снятие кривых восстановления (три раза)	0,065	0,065	0,065	0,065	0,065	0,065	5
6.	Замер пластового давления через межтрубное пространство
	А. Установка АзИНмаш-8, АзИНмаш-11	0,070	0,096	0,148	0,199	0,251	0,303	6
	Б. Установка АПЭЛ, АИСТ, АЭКС	0,079	0,107	0,163	0,219	0,275	0,331	7
7.	Замер забойного давления через межтрубное пространство
	А. Установка АзИНмаш-8, АзИНмаш-11	0,140	0,166	0,218	0,269	0,321	0,373	10
	Б. Установка АПЭЛ, АИСТ, АЭКС	0,149	0,177	0,233	0,289	0,345	0,401	11
9.	Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром	0,025	0,025	0,025	0,025	0,025	0,025	12
10.	Снятие кривых восстановления пластового давления
10.1.	Установка АзИНмаш-8, АзИНмаш-11
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут. ат.)	0,304	0,330	0,381	0,433	0,485	0,0536	13
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2 - 0,5 т/сут. ат.)	0,141	0,166	0,218	0,270	0,321	0,373	14
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат.)	0,168	0,194	0,246	0,297	0,349	0,401	15
10.2.	Установка АПЭЛ, АИСТ, АЭКС
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут. ат.)	0,313	0,341	0,397	0,453	0,509	0,565	16
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2 - 0,5 т/сут. ат.)	0,154	0,189	0,245	0,301	0,357	0,413	17
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат.)	0,194	0,222	0,278	0,334	0,390	0,446	18
11.	Снятие кривой восстановления уровня (КВУ)	0,252	0,252	0,252	0,252	0,252	0,252	19
12.	Снятие индикаторных кривых (на 2 режима откачки)	0,174	0,174	0,174	0,174	0,174	0,174	20
13.	Исследование на периодическую эксплуатацию	0,037	0,037	0,037	0,037	0,037	0,037	21
14.	Отбивка песчаных пробок	0,033	0,045	0,068	0,092	0,115	0,139	22
15.	Замер дебита жидкости с помощью штуцеров	0,004	0,004	0,004	0,004	0,004	0,004	23
16.	Замер дебита газа	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	24
17.	Исследования работы глубинных насосов при помощи динамографа	0,034	0,034	0,034	0,034	0,034	0,034	25
18.	Отбор глубинных проб	0,089	0,115	0,166	0,218	0,269	0,321	26
19.	Шаблонирование скважин, отбивка забоя	0,051	0,077	0,129	0,180	0,232	0,283	27
II. Фонтанная эксплуатация скважин
1.	Замер забоя или уровня жидкости скважин	0,043	0,056	0,081	0,106	0,131	0,156	28
2.	Замер водораздела в скважине желонкой	0,043	0,056	0,081	0,106	0,131	0,156	29
3.	Замер пластового давления и температуры в скважине	0,056	0,067	0,089	0,111	0,133	0,155	30
4.	Замер забойного давления и температуры в скважине	0,075	0,086	0,108	0,130	0,152	0,174	31
5.	Замер поинтервальных давлений в обводненных скважинах	0,243	0,254	0,276	0,298	0,320	0,342	32
6.	Снятие кривых восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут. ат.)	0,293	0,301	0,326	0,348	0,370	0,392	33
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2 - 0,5 т/сут. ат.)	0,128	0,139	0,160	0,182	0,204	0,225	34
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат.)	0,157	0,168	0,190	0,212	0,233	0,255	35
7.	Контрольный замер устьевых давлений манометром	0,009	0,009	0,009	0,009	0,009	0,009	36
8.	Замер температуры электротермометром	0,498	0,513	0,542	0,571	0,599	0,628	37
9.	Замер устьевых температур	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	0,013	38
10.	Замер межколонных пропусков (определение негерметичности)	0,250	0,264	0,293	0,322	0,351	0,380	39
11.	Замер дебита скважин глубинным дебитомером или снятие профиля отдачи пласта	0,498	0,513	0,542	0,571	0,599	0,628	40
12.	Замер дистанционным влагомером	0,498	0,513	0,542	0,571	0,598	0,628	41
13.	Снятие индикаторных диаграмм (на 3 режимах откачки)	0,466	0,466	0,466	0,466	0,466	0,466	42
14.	Отбор глубинных проб жидкости пробоотборником	0,068	0,076	0,091	0,108	1,123	0,139	43
15.	Замер дебита газа	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	44
16.	Замер дебита нефти	0,024	0,024	0,024	0,024	0,024	0,024	45
17.	Шаблонирование насосно-компрессорных труб	0,027	0,037	0,055	0,073	0,083	0,101	46
18.	Смена штуцеров	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	47
19.	Исследование скважин (КВУ)	0,052	0,052	0,052	0,052	0,052	0,052	48
III. Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН
1.	Замер забоя или уровня жидкости и водораздела в скважине	0,043	0,056	0,081	0,106	0,131	0,156	49
2.	Отбивка уровня в скважине желонкой	0,043	0,056	0,081	0,106	0,131	0,156	50
3.	Отбивка статического уровня волномером	0,022	0,022	0,022	0,022	0,022	0,022	51
4.	Отбивка динамического уровня волномером	0,051	0,051	0,051	0,051	0,051	0,051	52
5.	Замер динамического и статического уровня орифайсом	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	53
6.	Отбивка динамического уровня с помощью РКМ-4Ф	0,358	0,373	0,402	0,431	0,459	0,488	54
7.	Снятие кривых восстановления (КВУ)	0,052	0,052	0,052	0,052	0,052	0,052	55
8.	Термометрирование с помощью приборов
	а) регистрационных	0,131	0,142	0,166	0,190	0,213	0,237	56
	б) дистанционных	0,411	0,425	0,454	0,483	0,512	0,541	57
9.	Замер пластового давления	0,056	0,067	0,089	0,111	0,133	0,155	58
10.	Замер забойного давления	0,075	0,086	0,108	0,130	0,152	0,174	59
11.	Замер избыточного давления в затрубном пространстве скважин при статическом и динамическом режимах контрольным манометром	0,009	0,009	0,009	0,009	0,009	0,009	60
12.	Снятие кривой восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут. ат.)	0,293	0,304	0,326	0,348	0,370	0,392	61
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2 - 0,5 т/сут. ат.)	0,128	0,139	0,161	0,183	0,205	0,227	62
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат.)	0,157	0,168	0,190	0,212	0,233	0,255	63
13.	Снятие профилей отдачи пласта с помощью дистанционных приборов	0,498	0,513	0,542	0,571	0,599	0,628	64
14.	Снятие индикаторных кривых
	а) при отбивке Нст	0,250	0,250	0,250	0,250	0,250	0,250	65
	б) при замере Рпл (на 3 режима откачки)	0,312	0,312	0,312	0,312	0,312	0,312	66
15.	Снятие кривых удельных весов (10 точек)	0,227	0,239	0,202	0,286	0,310	0,333	67
16.	Замер дебита скважин	0,024	0,024	0,024	0,024	0,024	0,024	68
17.	Замер газового фактора	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	0,050	69
18.	Отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником ПД-3	0,068	0,076	0,092	0,108	0,123	0,139	70
19.	Шаблонирование НКТ желонкой или специальным шаблоном	0,027	0,037	0,055	0,073	0,083	0,101	71
20.	Отбивка подвески	0,047	0,059	0,083	0,106	0,130	0,154	72
IV. Нагнетательные скважины
1.	Отбивка уровня в скважине	0,034	0,037	0,043	0,049	0,055	0,062	73
2.	Замер пластового давления в скважине глубинным манометром	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	74
3.	Замер забойного давления	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	75
4.	Замер давления и температуры скважины глубинным манометром	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	76
5.	Замер пластового давления и приемистости скважины дистанционными приборами	0,498	0,513	0,542	0,571	0,599	0,628	77
6.	Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	78
7.	Замер устьевого рабочего давления (буферного)	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	79
8.	Снятие кривой восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут. ат.)	0,293	0,304	0,326	0,348	0,370	0,392	80
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2 - 0,5 т/сут. ат.)	0,128	0,139	0,161	0,183	0,205	0,227	81
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат.)	0,157	0,168	0,190	0,212	0,234	0,260	82
9.	Снятие кривых падения буферного давления	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	83
10.	Отбивка динамических и статических уровней (для карт изобар) желонкой	0,034	0,037	0,043	0,049	0,055	0,062	84
11.	Снятие индикаторных диаграмм	0,445	0,445	0,445	0,445	0,445	0,445	85
12.	Замер забоя скважин	0,043	0,056	0,081	0,106	0,131	0,156	86
13.	Термометрирование (АПЭЛ)	0,498	0,513	0,542	0,571	0,599	0,628	87
14.	Замер приемистости пласта дистанционным расходомером	0,498	0,513	0,542	0,571	0,599	0,628	88
15.	Замер приемистости нагнетательных скважин от КНС
	а) при замере приемистости одной скважины	0,044	0,044	0,044	0,044	0,044	0,044	89
	б) при замере приемистости двух скважин	0,074	0,074	0,074	0,074	0,074	0,074	90
	в) при замере приемистости трех скважин	0,105	0,105	0,105	0,105	0,105	0,105	91
16.	Снятие профилей отдачи пласта дистанционными приборами	0,148	0,165	0,198	0,232	0,266	0,299	92
17.	Отбор поверхностных проб воды из манифольдной линии	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005	0,005	93
18.	Шаблонирование скважин, отбивка забоев	0,027	0,037	0,055	0,073	0,083	0,101	94
19.	Определение герметичности колонны	0,250	0,264	0,293	0,322	0,351	0,380	95
20.	Замер пластового и забойного давления	0,286	0,298	0,321	0,345	0,368	0,392	96
V. Контрольные и пьезометрические скважины
1.	Замер забоя, уровня жидкости, водораздела в скважине	0,043	0,056	0,081	0,106	0,131	0,156	97
2.	Замер пластового давления и температуры глубинным манометром	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	98
3.	Замер пластового давления по кривым неполного восстановления буферного давления	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	0,067	99
4.	Замеры уровней и пластовых давлений	0,105	0,117	0,140	0,164	0,188	0,211	100
5.	Замер буферного давления	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	0,014	101
6.	Замер поинтервальных давлений	0,244	0,256	0,280	0,303	0,327	0,351	102
7.	Снятие кривых восстановления пластового давления
	а) на высокопродуктивных скважинах (более 0,5 т/сут. ат.)	0,293	0,304	0,326	0,348	0,370	0,392	103
	б) на среднепродуктивных скважинах (0,2 - 0,5 т/сут. ат.)	0,128	0,139	0,161	0,183	0,205	0,227	104
	в) на низкопродуктивных скважинах (менее 0,2 т/сут. ат.)	0,157	0,168	0,190	0,212	0,233	0,260	105
8.	Определение герметичности колонны	0,247	0,260	0,283	0,306	0,330	0,354	106
		а	б	в	г	д	е

Примечания: 1. На переходы, переезды, осуществляемые при исследовании скважин, к нормативам численности применяется коэффициент 1,20.

2. При обработке материалов по исследованию скважин к нормативам численности применяется коэффициент - 1,10.

3. При спуске приборов на другие глубины нормативы численности интерполируются между соседними величинами.

V. Обслуживание оборудования и объектов по сбору и утилизации газа

Таблица 31

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ ПО СБОРУ ПОПУТНОГО ГАЗА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 16.

Обслуживаемые объекты		Единица измерения	Нормативы численности на ед. измерения	Номер норматива
1.	Газосборный коллектор (дрипы, колодцы) при переходе по:
	резкопересеченной местности	1 км	0,065	1
	пересеченной местности	1 км	0,057	2
	равнинной местности	1 км	0,050	3
2.	Групповая установка, дожимная насосная станция, ступени сепарации на товарном парке	1 объект	0,016	4

Таблица 32

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ПУНКТА СБОРА И СЕПАРАЦИИ ГАЗА И ВЫМОРАЖИВАЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

Обслуживаемые объекты		Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
1.	Пункт сбора и сепарации газа	1	1
2.	Узел подготовки, осушки и сепарации газа (УПГ)	2	2
3.	Вымораживающая установка	1	3

Примечание. Если по условиям техники безопасности (при наличии специальных указаний) обслуживание оборудования пункта сбора и сепарации газа должно производиться в присутствии второго лица, дополнительно предусматривается 1 чел. в смену.

Таблица 33

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

Количество работающих компрессоров	Нормативы численности на одну смену на компрессорную станцию				Номер норматива
	с одним машинным залом		с двумя машинными залами: на каждый день
	на одну смену	дополнительно в дневную смену	на одну смену	дополнительно в дневную смену
Газомоторные компрессоры
1 - 2	2	-	1	-	1
3 - 5	2	-	2	-	2
6 - 9	2	1	2	1	3
10 и более	3	1	3	1	4
Электроприводные компрессоры
1 - 4	2	-	1	-	5
5 - 8	2	-	2	-	6
9 - 15	2	1	2	1	7
16 и более	3	1	3	1	8
	а	б	в	г

Примечания: 1. Для компрессорных станций, где в одном машинном зале установлены газомоторные и электроприводные компрессоры, при определении численного состава на одну смену условно принимается 1 газомоторный компрессор за 1,6 электроприводного компрессора.

2. При наличии на компрессорной станции отдельного насосного зала с количеством работающих насосов 5 и более численность на обслуживание насосного зала определяется по нормативам, приведенным в табл. 16.

Таблица 34

ОБСЛУЖИВАНИЕ РЕГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Количество регенерационных установок типа ВИМЭ-2 и аналогичных им	Виды выполняемых работ	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
До 5 находящихся в одном помещении	Регенерация отработанного масла; регенерация и тонкая очистка отработанного масла	1	1

VI. Ремонт эксплуатационного оборудования

Таблица 35

РЕМОНТ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН, УСТАНОВОК ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН И УСТАНОВОК ДЛЯ СБОРА, ЗАМЕРА ЖИДКОСТИ

Основные показатели системы планового ремонта и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложениях 17, 18, 19.

Наименование оборудования		Единица измерения	Нормативы численности на ед. измерения			Номер норматива
			всего	в т.ч. по видам ремонтов
				текущий	капитальный
1		2	3	4	5	6
1.	Скважина эксплуатационного фонда, оборудования
	СКН 2-615	1 скв. экспл. фонда	0,038	0,035	0,003	1
	СКН 3-1515		0,045	0,040	0,005	2
	СКЗ-1,2-630		0,048	0,042	0,006	3
	СКН 5-3015	-"-	0,050	0,044	0,006	4
	СК 6-2,1-2500	-"-	0,059	0,051	0,008	5
	СКН 10-3315	-"-	0,051	0,043	0,008	6
	СКН 10-3012	-"-	0,055	0,046	0,009	7
	7СК 8-3,5-4000	-"-	0,075	0,062	0,013	8
	7СК 12-2,5-4000	-"-	0,080	0,067	0,013	9
2.	Фонтанная арматура на нефть (газ) скважин эксплуатационного фонда	1 ремонт	0,004	-	-	10
3.	Нагнетательная скважина эксплуатационного фонда	1 ремонт	0,005	-	-	11
4.	Установка для депарафинизации скважин АДУ-1, АДУ-2, АДУ-3	1 установка	0,003	0,001	0,002	12
5.	Групповая установка для сбора, замера жидкости	-"-	0,012	-	-	13
6.	Индивидуальная установка для сбора, замера жидкости	-"-	0,010	-	-	14
			а	б	в

Примечание. В нормативах предусмотрено: 70% на выполнение слесарно-сборочных работ, 28% - станочных, 2% - электросварочных и прочих работ.

Таблица 36

РЕМОНТ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 20.

Марка насосов		Нормативы численности на 10 ремонтов		Номер норматива
		текущий	капитальный
1.	НСВ1 (НГВ1),	0,009	0,024	1
	НСВ2 (НГВ2)
2.	НСН1 (НГН1), НСН2 (НГН2)	0,008	0,026	2
3.	НСВ - 1Б	0,008	0,022	3
4.	НСН - 2Б	0,004	0,017	4
		а	б

Примечание. В нормативах предусмотрено 70% на выполнение слесарно-сборочных работ и 30% на станочные и прочие работы.

Таблица 37

РЕМОНТ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 21.

Тип, марка насосов		Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
		всего	в т.ч. по видам ремонтов
			текущий	капитальный
1		2	3	4	5
Рабочая среда - сырая нефть
1.	Насосы центробежные
	АЯП-150 АЯП-300	0,030	0,018	0,012	1
	Консольные типа К	0,010	0,007	0,003	2
	КСМ	0,038	0,011	0,027	3
	ЦН-1000х180 (10 НМКх2)	0,028	0,017	0,011	4
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,010	0,006	0,004	5
	ЦНС-38х25...250 (5МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-10)	0,012	0,007	0,005	6
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,035	0,021	0,014	7
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,051	0,031	0,012	8
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,030	0,018	0,012	9
2.	Насосы поршневые
	11ГР	0,103	0,079	0,024	10
	9МГР, НГР, 250/50	0,066	0,045	0,021	11
	типа РПН	0,017	0,010	0,007	12
Рабочая среда - сырая сернистая нефть
1.	Насосы центробежные
	Д320х50 (6НДВ)	0,015	0,007	0,008	13
	200Д60, 300Д90, 350Д90	0,016	0,009	0,007	14
	Консольные типа К	0,015	0,007	0,008	15
	КСМ	0,053	0,025	0,028	16
	6Н-10х4	0,042	0,029	0,013	17
	8НД-6х1	0,066	0,040	0,026	18
	8НД-9х2	0,073	0,044	0,029	19
	8НД-9х3, 10НД-6х1	0,067	0,040	0,027	20
	8НГД-6х1, 10НГД-6х1	0,070	0,042	0,028	21
	8НГД-9х3	0,068	0,041	0,027	22
	НК-560/335-70, НК-560/335-120	0,015	0,007	0,008	23
	ЦН-400х105	0,043	0,026	0,017	24
	ЦН-400-210 (3В200х4)	0,058	0,027	0,031	25
	ЦН-1000-180 (10НМКх2)	0,075	0,045	0,030	26
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,020	0,009	0,011	27
	ЦНС-38х25...250 (5МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-10)	0,024	0,011	0,013	28
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,069	0,033	0,036	29
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,099	0,047	0,052	30
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,057	0,027	0,030	31
	Насосы поршневые
	9МГР, 9МГР-61	0,120	0,085	0,035	32
	НГР 250/50	0,088	0,053	0,035	33
Рабочая среда - товарная нефть
	Насосы центробежные
	АЯП-150, АЯП-300	0,065	0,039	0,026	34
	Д630х90 (8НДВ)	0,054	0,032	0,022	35
	8НГД-9х3	0,058	0,035	0,023	36
	10НГД-6х1	0,060	0,036	0,024	37
	8НД-9х3, 8НД-10х5	0,058	0,035	0,023	38
	НК-200/120-70	0,017	0,010	0,007	39
	5НК-5х1, 6НК-9х1	0,017	0,010	0,007	40
	типа НФ	0,020	0,012	0,008	41
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,022	0,013	0,009	42
	ЦНС-38х25...250 (6МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-10)	0,027	0,016	0,011	43
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,078	0,047	0,031	44
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,112	0,067	0,045	45
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,066	0,040	0,026	46
Рабочая среда - товарная сернистая нефть
	Насосы центробежные
	АЯП-150, АЯП-300	0,062	0,037	0,025	47
	Д630х90 (8НДВ)	0,064	0,043	0,021	48
	8НГД-6х1, 10НГД-6х1	0,058	0,035	0,023	49
	8НГД-9х3	0,057	0,034	0,023	50
	8НД-9х3, 10НД-10х2	0,069	0,047	0,022	51
	НК 200/120-70	0,017	0,010	0,007	52
	ЦН-400х105	0,044	0,030	0,014	53
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,022	0,013	0,009	54
	ЦНС-38х25...250 (5МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-10)	0,027	0,016	0,011	55
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,076	0,046	0,030	56
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,108	0,065	0,043	57
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,062	0,037	0,025	58
Рабочая среда - бензин
	Насосы центробежные
	4Н-5х4	0,025	0,015	0,010	59
	4Н-5х8С	0,085	0,051	0,034	60
	4НГ-5х4	0,039	0,023	0,016	61
	5НГ-5х2	0,021	0,013	0,008	62
	6НГ-7х2	0,050	0,030	0,020	63
	4НГК-5х1, 6НГК-9х1, 6НГК-6х1	0,047	0,028	0,019	64
	6НГД-6х1М, 8НГД-6х1М, 6НД-10х4, 8НД-6х1	0,075	0,045	0,030	65
	8НД-9х3, 8НГД-9х2	0,050	0,030	0,020	66
	НК-200 (120 - 70)	0,015	0,009	0,006	67
	Насосы поршневые
	9МГР	0,100	0,071	0,029	68
Рабочая среда - поверхностно-активные вещества (ингибиторы, реагенты)
	Насосы центробежные:
	Вихревые типа ВК и ВКС	0,016	0,008	0,008	69
	Консольные типа К	0,029	0,014	0,015	70
	Насосы поршневые дозировочные:
	типа НД и НДУ	0,065	0,031	0,034	71
	типа РПН	0,023	0,011	0,012	72
Рабочая среда - сточная (соленая, морская) вода
	Насосы центробежные:
	АЯП-150, АЯП-300	0,071	0,034	0,037	73
	Д630х90 (8НДВ)	0,054	0,026	0,031	74
	Д250х60 (12НДС)	0,059	0,028	0,031	75
	200Д-60, 300Д-90	0,015	0,007	0,008	76
	Консольные типа К	0,015	0,006	0,009	77
	типа КСМ	0,062	0,029	0,033	78
	12НА-9х4	0,089	0,053	0,036	79
	Фекальные типа Ф и НФ	0,021	0,010	0,011	80
	Х8/18Д (1,5Х-6Д), Х8/18Е (1,5Х-6Е), Х8/18И (1,5Х-6И), Х8/18И (1,5Х-6И)	0,014	0,005	0,009	81
	Х20/31П (2Х-6П)	0,016	0,008	0,008	82
	Х90/33Д (4Х-12Д), Х160/29Д (6Х-9Д)	0,016	0,006	0,010	83
	ЦН-250х100	0,025	0,004	0,021	84
	ЦНС-150х100 НЖ	0,034	0,013	0,021	85
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,019	0,007	0,012	86
	ЦНС-38х25...250 (5МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-10)	0,024	0,009	0,015	87
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,067	0,025	0,042	88
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,096	0,036	0,060	89
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,055	0,021	0,034	90
	ЦНС-180х950...1195, 1422, 1900	0,116	0,055	0,061	91
	Насосы поршневые:
	9МГР-61, НГР 250/50	0,077	0,036	0,041	92
Рабочая среда - сточная сернистая вода
	Насосы центробежные:
	АЯП-150, АЯП-300	0,059	0,022	0,037	93
	200Д60	0,010	0,002	0,008	94
	Консольные типа К	0,012	0,003	0,009	95
	12НА-9х4	0,047	0,011	0,036	96
	6НК-9х1	0,043	0,016	0,027	97
	Фекальные типа Ф и НФ	0,021	0,010	0,011	98
	Х8/18П (1,5-6П)	0,014	0,005	0,009	99
	Х20/3ГП (2-6П)	0,013	0,005	0,008	100
	ЦН-150х100 НЖ	0,030	0,009	0,021	101
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,016	0,004	0,012	102
	ЦНС-38х25...250 (5МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-7)	0,019	0,004	0,015	103
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,055	0,013	0,042	104
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,078	0,018	0,060	105
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,044	0,010	0,034	106
	ЦНС-180х950...1195, 1422, 1660, 1960	0,079	0,018	0,061	107
	ЦНСК-60х66...330 (4МСК-7)	0,016	0,004	0,012	108
	ЦНСК-300х120...600 (8МСК-7)	0,044	0,010	0,034	109
	Насосы поршневые
	9МГР	0,053	0,012	0,041	110
Рабочая среда - пресная вода
	Насосы центробежные:
	АЯП-150, АЯП-300	0,038	0,026	0,012	111
	Д200х36 (5НДВ), Д320х50 (6НДВ)	0,006	0,003	0,003	112
	Д630х90 (8НДВ)	0,020	0,009	0,011	113
	Д1000х40 (14НДС)	0,037	0,025	0,012	114
	Д1250х60 (12НДС)	0,034	0,023	0,011	115
	Д2500х62 (18НДС)	0,040	0,027	0,013	116
	200Д60, 300Д90, 300Д90Б, 300Д90Ф	0,006	0,004	0,002	117
	ЦН-150х100	0,016	0,008	0,008	118
	ЦН-1000х180 (10НМК-2)	0,037	0,025	0,012	119
	ЦНС-38х44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	0,015	0,011	0,004	120
	ЦНС-38х25...250 (5МС-7), ЦНС-105х98...490 (5МС-10)	0,011	0,007	0,004	121
	ЦНС-180х85...425 (6МС-7)	0,038	0,023	0,015	122
	ЦНС-180х476...680 (6МС-10)	0,054	0,032	0,022	123
	ЦНС-300х120...600 (8МС-7), ЦНС-300х600...1200 (8МС-10)	0,031	0,019	0,012	124
	ЦНС-180х950, 1195, 1422, 1660, 1900	0,055	0,033	0,022	125
	ЦНС-500х1900	0,059	0,036	0,023	126
	Насосы поршневые
	9МГР-61	0,069	0,033	0,036	127
		а	б	в

Примечания: 1. Для насосов, установленных в котельных, к нормативам численности применяются следующие коэффициенты при продолжительности отопительного периода, дней:

365 - 300	К = 1,00
299 - 250	К = 0,87
249 - 200	К = 0,75
199 - 180	К = 0,50

2. При работе насосов в 1 - 2 смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

в одну смену - 0,43

в две смены - 0,60.

3. В нормативах предусмотрено 70% на выполнение слесарно-сборочных работ и 30% на станочные, сварочные и пр. работы.

4. При ремонте насосов, марки которых не приведены в таблице, норматив численности принимается применительно к однотипным насосам.

Таблица 38

РЕМОНТ КОМПРЕССОРОВ

Тип и марка компрессора	Нормативы численности на ремонт одного компрессора по видам ремонта и работ												Номер норматива
	текущий			средний			капитальный			всего
	слесарно-сварочные и пр.	станочные	итого	слесарно-сварочные и пр.	станочные	итого	слесарно-сварочные и пр.	станочные	итого	слесарно-сварочные и пр.	станочные	итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Газомоторные компрессоры
10ГК, 10ГКМ, 10ГКН, VSC-316	0,44	0,03	0,47	0,62	0,18	0,80	0,14	0,06	0,20	1,20	0,27	1,47	1
8ГК, МК-8	0,43	0,02	0,45	0,43	0,11	0,54	0,14	0,03	0,17	1,00	0,16	1,16	2
Турбокомпрессоры
К-380-101-1; К-380-102-1; MCP-805; 2MCP-807, BCL-354, 2MCL-807, Н-280-127, "Дреслер-Кларк"; MCL-805/HCL-355; К-890-121-1; "Крезолуар"; 2УN-150P	0,58	0,03	0,61	0,36	0,06	0,42	0,21	0,05	0,26	1,15	0,14	1,29	3
"Дана", "Драва", "Галя", "Светлана", 3МС-1008, 8КРА, 5М8-6/4М9-8 (с 102/С-106), 553 В6/2ВС4 (с 102/С-103), 3М9-7 (С-104), 7ГП-100/2М, ТЭ-500	0,35	0,02	0,37	0,21	0,03	0,24	0,15	0,04	0,19	0,71	0,09	0,80	4
Воздушные, поршневые компрессоры
КВ-100У, КСБУ-1-5а, БУ-3/8, 160-В-20/В, БУ-06/8, ГАРО "К-155"	0,11	0,01	0,12	0,05	0,01	0,06	0,03	0,01	0,04	0,19	0,03	0,22	5
ВК-25, ВК-257, КУЗ-60/40, КВДГ, КВДГ-60, "Бустер" В-101, КВД, НК-2-150	0,09	0,01	0,10	0,05	0,01	0,06	0,02	0,01	0,03	0,16	0,03	0,19	6
ВП-20/6, 2ВП-20/8, ВП-20/8	0,09	0,01	0,10	0,07	0,01	0,08	0,02	0,01	0,03	0,18	0,03	0,21	7
ВШ-3/40, 2У-150Р	0,14	0,01	0,15	0,07	0,01	0,08	0,04	0,01	0,05	0,25	0,03	0,28	8
302-ВП-10/8, 2ВП-10/8	0,19	0,01	0,20	0,07	0,01	0,08	0,04	0,01	0,05	0,30	0,03	0,33	9
КСЭ-5М, 1011М	0,09	0,01	0,10	0,05	0,01	0,06	0,02	0,01	0,03	0,16	0,03	0,19	10
202ВП-6/18, 302ВП-6/18, 2СГ-50	0,09	0,01	0,10	0,14	0,01	0,15	0,03	0,01	0,04	0,26	0,03	0,29	11
302ВП-6/35, 2ВП-6/35	0,20	0,01	0,21	0,08	0,01	0,09	0,04	0,01	0,05	0,32	0,03	0,35	12
205ВП-20/35, 505ВП-20/16, 305ВП-20/35, JSWj2Д200 (с-105)	0,15	0,01	0,16	0,12	0,01	0,13	0,04	0,01	0,05	0,31	0,03	0,34	13
205ВП-16/70, 305ВП-30/8, LMA-12, 7ВП-20/220, 302ВП-5/70, 402ВП-4/220, 305ВП-16-70	0,16	0,01	0,17	0,13	0,01	0,14	0,05	0,01	0,06	0,34	0,03	0,37	14
Газовые поршневые компрессоры
МК-20/200, 2Р-8/200, ЗР-3/220	0,08	0,01	0,09	0,03	0,01	0,04	0,03	0,01	0,04	0,14	0,03	0,17	15
205ГП-20/18; 0Z/2У, 3ГП-12/35	0,06	-	0,06	0,07	0,01	0,08	0,03	0,01	0,04	0,16	0,02	0,18	16
МК-4,5/220, LM-0,5/1,5	0,06	-	0,06	0,03	-	0,03	0,02	-	0,02	0,11	-	0,11	17
2ВП-150Э	0,07	-	0,07	0,03	0,01	0,04	0,03	0,01	0,04	0,13	0,02	0,15	18
МК-20-12/220	0,07	-	0,07	0,03	0,01	0,04	0,02	-	0,02	0,12	0,01	0,13	19
2СГП-20	0,07	-	0,07	0,11	0,02	0,13	0,03	0,01	0,04	0,21	0,03	0,24	20
2С2ГП-12/13, 7ГП-100/2М	0,20	0,02	0,22	0,07	0,01	0,08	0,04	0,01	0,05	0,31	0,04	0,35	21
5Г-14/220	0,43	0,03	0,46	0,16	0,03	0,19	0,20	0,04	0,24	0,79	0,10	0,89	22
Холодильные поршневые компрессоры
АВ-300	0,02	-	0,02	0,01	-	0,01	0,02	0,01	0,03	0,05	0,01	0,06	23
АВШ	0,04	-	0,04	0,02	-	0,02	0,02	0,01	0,03	0,08	0,01	0,09	24
А0-1200, MIB-7А-1 МТУ-2-1	0,09	0,01	0,10	0,07	0,01	0,08	0,08	0,02	0,10	0,24	0,04	0,28	25
АВ-100	0,04	-	0,04	0,02	-	0,02	0,02	0,01	0,03	0,08	0,01	0,09	26
АУ-300, CJL-20	0,04	-	0,04	0,03	-	0,03	0,03	0,01	0,04	0,10	0,01	0,11	27
2NД/2, А0/1	0,06	-	0,06	0,03	0,01	0,04	0,04	0,01	0,05	0,13	0,02	0,15	28
АУ-200	0,07	-	0,07	0,03	0,01	0,04	0,03	0,01	0,04	0,13	0,02	0,15	29
ДАОН35ОП, ДАО-750	0,11	0,01	0,12	0,06	0,01	0,07	0,08	0,02	0,10	0,25	0,04	0,29	30
4АГ	0,14	0,01	0,15	0,16	0,03	0,19	0,05	0,01	0,06	0,35	0,05	0,40	31
Воздуховки, газодувки
РГН-1200	0,02	-	0,02	0,01	-	0,01	0,02	-	0,02	0,05	-	0,05	32
PR	0,04	-	0,04	0,03	-	0,03	0,03	0,01	0,04	0,10	0,01	0,11	33
В-102А/В (Бустер)	0,11	0,01	0,12	0,05	0,01	0,06	0,02	-	0,02	0,18	0,02	0,20	34
Ротационный пластинчатый компрессор
РСК	0,11	0,01	0,12	0,05	0,01	0,06	0,02	-	0,02	0,18	0,02	0,20	35
Детандеры
ДВД-80/180, ДВД-70/180	0,11	0,01	0,12	0,07	0,01	0,08	-	-	-	0,18	0,02	0,20	36
	а	б	в	г	д	е	ж	з	и	к	л	м

Примечание. При ремонте компрессоров, марки которых не приведены в таблице, норматив численности устанавливается применительно к однотипным компрессорам.

Таблица 39

РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 22.

Тип, марка оборудования		Нормативы численности на ремонт единицы оборудования				Номер норматива
		всего	в том числе по видам ремонта
			текущий	средний	капитальный
1		2	3	4	5	6
1.	Колонны тарельчатые с желобчатыми колпачками с диаметром корпуса, мм (в числителе) и количеством тарелок (в знаменателе)
	1000 ------ 30	0,0130	0,0078	-	0,0052	1
	1200 ----- 12	0,0100	0,0060	-	0,0040	2
	1400 ----- 20	0,0120	0,0072	-	0,0048	3
	1600 ------ 5	0,0070	0,0042	-	0,0028	4
	1600 ----- 30	0,0230	0,0138	-	0,0092	5
	2400 ------ 30	0,0412	0,0240	-	0,0172	6
	2400 ------ 5	0,0090	0,0054	-	0,0036	7
	2600 ------ 80	0,0610	0,0366	-	0,0244	8
	2600 - 4500 --------------- 50	0,0680	0,0408	-	0,0272	9
	3400 - 3800 --------------- 43	0,0660	0,0396	-	0,0264	10
2.	Колонны тарельчатые с круглыми колпачками, мм
	1000/30	0,0160	0,0096	-	0,0064	11
	1200/30	0,0170	0,0102	-	0,0068	12
	1400/20	0,0150	0,0090	-	0,0060	13
	1400/30	0,0180	0,0108	-	0,0072	14
	1400/80	0,0370	0,0222	-	0,0148	15
	1600/37	0,0310	0,0186	-	0,0124	16
	1600/10	0,0120	0,0072	-	0,0048	17
	1800/30	0,0240	0,0144	-	0,0096	18
	2000/6	0,0120	0,0072	-	0,0048	19
	2000/22	0,0220	0,0132	-	0,0088	20
	2000/34	0,0370	0,0222	-	0,0148	21
	2000/68	0,0690	0,0414	-	0,0276	22
	2000/16	0,0180	0,0108	-	0,0072	23
	2000/30	0,0370	0,0222	-	0,0148	24
	2200/80	0,0930	0,0558	-	0,0372	25
	2400/30	0,0430	0,0258	-	0,0172	26
	2400/16	0,0240	0,0144	-	0,0096	27
	2600/37	0,0570	0,0342	-	0,0228	28
	3000/30	0,0720	0,0432	-	0,0288	29
	3000/22	0,0450	0,0270	-	0,0180	30
	3800/30	0,0790	0,0474	-	0,0316	31
	3200 - 2800 --------------- 30	0,0430	0,0258	-	0,0172	32
	2400 - 1800 --------------- 40	0,0450	0,0270	-	0,0180	33
3.	Колонны тарельчатые с S-образными колпачками
	1000/3	0,0060	0,0036	-	0,0024	34
	1000/42	0,0140	0,0084	-	0,0056	35
	1400/40	0,0170	0,0102	-	0,0068	36
	1600/30	0,0130	0,0078	-	0,0052	37
	2400 - 1800 --------------- 40	0,0200	0,0120	-	0,0080	38
	2000/50	0,0220	0,0132	-	0,0088	39
	2200/50	0,0230	0,0138	-	0,0092	40
	2400/50	0,0240	0,0144	-	0,0096	41
	2600/39	0,0230	0,0138	-	0,0092	42
	2200 - 3800 --------------- 40	0,0250	0,0150	-	0,0100	43
	2400 - 3800 --------------- 51	0,0290	0,0174	-	0,0116	44
	3400/60	0,0340	0,0204	-	0,0136	45
	3400 - 3800 --------------- 31	0,0250	0,0150	-	0,0100	46
	3800/40	0,0290	0,0174	-	0,0116	47
	3800/60	0,0350	0,0210	-	0,0140	48
	4000/42	0,0300	0,0180	-	0,0120	49
4.	Колонны тарельчатые с колпачками круглыми (желобчатыми)
	2000 - 3000 --------------- 20 - 20	0,0500	0,0300	-	0,0200	50
	2200 - 3200 --------------- 18 - 16	0,0480	0,0288	-	0,0192	51
	2800 - 3400 --------------- 18 - 16	0,0550	0,0330	-	0,0220	52
5.	Теплообменник кожухотрубчатый с плавающей головкой диаметром корпуса (числитель), количеством трубок (знаменатель)
	325/44	0,0025	0,0017	-	0,0008	53
	476/112; 529/140	0,0037	0,0025	-	0,0012	54
	630/208	0,0050	0,0034	-	0,0016	55
	720/280	0,0092	0,0024	0,0048	0,0020	56
	800/568	0,0129	0,0034	0,0067	0,0028	57
	1000/584	0,0165	0,0043	0,0086	0,0036	58
	1200/1039	0,0203	0,0053	0,0106	0,0044	59
	1400/1251	0,0239	0,0062	0,0125	0,0052	60
6.	Теплообменник кожухо-трубчатый с неподвижной трубной решеткой
	478/146	0,0136	0,0092	-	0,0044	61
	630/280	0,0298	0,0202	-	0,0096	62
	820/444	0,0397	0,0269	-	0,0128	63
	1020/736	0,0570	0,0386	-	0,0184	64
	1230/870	0,0645	0,0437	-	0,0208	65
7.	Теплообменник типа "труба в трубе"
	ТТ7-3	0,0174	0,0118	-	0,0056	66
8.	Емкости, объемом, м3
	4	0,0012	0,0008	-	0,0004	67
	8	0,0025	0,0017	-	0,0008	68
	16, 20	0,0037	0,0025	-	0,0012	69
	25, 32	0,0050	0,0034	-	0,0016	70
	40	0,0062	0,0042	-	0,0020	71
	50	0,0074	0,0050	-	0,0024	72
	63	0,0099	0,0067	-	0,0032	73
	80	0,0136	0,0092	-	0,0044	74
	100	0,0149	0,0101	-	0,0048	75
	125	0,0161	0,0109	-	0,0052	76
	160	0,0198	0,0134	-	0,0064	77
	200	0,0248	0,0168	-	0,0080	78
9.	Электродегидратор цилиндрический	0,0074	0,0050	-	0,0024	79
10.	Печи беспламенного горения
	ПБ-0,75	0,0304	0,0224	-	0,0080	80
	ПБ-20, ПБ-22	0,1581	0,1165	-	0,0416	81
	18Бх152	0,1320	0,0880	-	0,0440	82
	12Бх152	0,0996	0,0664	-	0,0332	83
		а	б	в	г

Примечания: 1. Нормативами предусмотрено выполнение всех видов работ.

2. Нормативная численность на ремонт технологических трубопроводов устанавливается в размере 17%, арматуры технологических трубопроводов в размере 15% от нормативной численности на ремонт аппаратов, печей и емкостей.

Таблица 40

РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 23.

Объем резервуаров, м3	Нормативы численности на ремонт одного резервуара			Номер норматива
	всего	в том числе по видам ремонтов
		текущий	капитальный
До 400	0,026	0,015	0,011	1
700	0,047	0,033	0,014	2
1000	0,080	0,053	0,027	3
2000	0,092	0,059	0,033	4
3000	0,108	0,072	0,036	5
5000	0,116	0,076	0,040	6
8000	0,134	0,089	0,045	7
10000	0,147	0,098	0,049	8
20000	0,210	0,139	0,071	9
	а	б	в

Примечание. Для резервуаров, предназначенных под хранение высокосернистой нефти, к нормативам численности применяется коэффициент 2,86.

Таблица 41

РЕМОНТ ВОДОПРОВОДА, ГАЗОПРОВОДА И НЕФТЕПРОВОДА

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 24.

Назначение и диаметр трубопровода	Нормативы численности на ремонт 1 км трубопровода			Номер норматива
	всего	в том числе по видам ремонтов
		текущий	капитальный
1	2	3	4	5
Водопровод, газопровод и нефтепровод из стальных труб с противокоррозионной окраской, проложенный в траншеях, проходных и непроходных каналах, диаметром, мм:
50	0,011	0,007	0,004	1
75	0,012	0,007	0,005	2
100	0,015	0,009	0,006	3
150	0,017	0,010	0,007	4
200	0,019	0,011	0,008	5
250	0,028	0,017	0,011	6
300	0,033	0,020	0,013	7
400	0,044	0,026	0,018	8
500	0,053	0,032	0,021	9
	а	б	в

Примечание. В нормативах предусмотрено 5% на выполнение станочных работ.

Таблица 42

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ ПО СБОРУ И УТИЛИЗАЦИИ ГАЗА

Выполняемая работа	Нормативы численности
Ремонт оборудования и объектов по сбору и утилизации попутного газа, пункта сбора и сепарации газа	10% от нормативной численности рабочих, занятых обслуживанием объектов и оборудования по сбору и утилизации газа

Таблица 43

РЕМОНТ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 25.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	капитальный
1	2	3	4	5
Котлы паровые вертикально-водотрубные на давление до 1,4 МПа, работающие на газообразном и жидком топливе, типа ДКВр, паропроизводительностью, т/ч:
2,5	0,225	0,052	0,173	1
4,0	0,309	0,071	0,238	2
6,5	0,393	0,091	0,302	3
10,0	0,459	0,103	0,356	4
20,0	0,648	0,151	0,497	5
Котлы вертикальные цилиндрические паропроизводительностью, т/ч
0,4	0,023	0,012	0,011	6
0,8	0,032	0,017	0,015	7
1,0	0,045	0,024	0,021	8
Котлы водогрейные, работающие на газообразном и жидком топливе, теплопроизводительностью, МВТ (Гкал/ч)
до 5 (4,3)	0,115	0,043	0,072	9
8,2 (6,5)	0,149	0,056	0,093	10
9,0 (8,3)	0,173	0,065	0,108	11
11,6 (10,0)	0,207	0,077	0,130	12
23,2 (20,0)	0,288	0,108	0,180	13
40,8 (35)	0,334	0,125	0,209	14
58 (50)	0,518	0,201	0,317	15
116 (100)	0,820	0,302	0,518	16
Котлы паровые горизонтально-водотрубные на давление до 1,4 МПа, работающие на газообразном и жидком топливе, типа ДКВр, паропроизводительностью, т/ч:
2,5	0,202	0,047	0,155	17
4,0	0,278	0,064	0,214	18
6,5	0,354	0,082	0,272	19
10,0	0,414	0,093	0,321	20
20,0	0,583	0,136	0,447	21
Котлоагрегаты автоматизированные, отопительные, чугунные с тягодутьевым устройством и автоматикой, поверхностью нагрева, м2:
23,0	0,069	0,032	0,037	22
32,0	0,082	0,039	0,043	23
40,0	0,096	0,045	0,051	24
Деаэраторы атмосферные с колонкой, запорно-регулирующей арматурой и трубопроводами в пределах установки производительностью, т/ч:
10	0,025	0,012	0,013	25
15	0,028	0,013	0,015	26
25	0,032	0,015	0,017	27
50	0,036	0,017	0,019	28
Фильтры ионитные первой и второй ступени с высотой загрузки до 2 м диаметром, мм:
700	0,012	0,009	0,003	29
1000	0,016	0,012	0,004	30
1500	0,019	0,014	0,005	31
Солерастворители диаметром, мм
480	0,005	0,002	0,003	32
720	0,008	0,004	0,004	33
Баки деаэраторные с запорной арматурой и водоуказательными приборами на рабочее давление до 0,6 МПа вместимостью, м3:
10	0,005	0,002	0,003	34
15	0,006	0,002	0,004	35
25	0,008	0,008	0,005	36
35	0,011	0,004	0,007	37
50	0,014	0,005	0,009	38
Теплообменники водо-водяные с площадью поверхности нагрева, м2:
до 1	0,003	0,001	0,002	39
2 - 3	0,005	0,002	0,003	40
4 - 6	0,007	0,003	0,004	41
7 - 9	0,008	0,004	0,004	42
10 - 12	0,009	0,004	0,005	43
13 - 18	0,011	0,005	0,006	44
19 - 23	0,013	0,006	0,007	45
24 - 29	0,015	0,007	0,008	46
30 - 35	0,017	0,008	0,009	47
36 - 50	0,020	0,010	0,010	48
51 - 70	0,027	0,013	0,014	49
71 - 80	0,028	0,013	0,015	50
81 - 100	0,035	0,016	0,019	51
101 - 120	0,041	0,019	0,022	52
121 - 140	0,049	0,023	0,026	53
141 - 160	0,057	0,027	0,030	54
Емкости для питательной воды, м3:
5	0,004	0,002	0,002	55
10	0,004	0,002	0,002	56
15	0,004	0,002	0,002	57
25	0,006	0,003	0,003	58
50	0,011	0,005	0,006	59
75	0,017	0,008	0,009	60
Емкости для жидкого топлива, м3:
3	0,002	0,001	0,001	61
5	0,002	0,001	0,001	62
7	0,002	0,001	0,001	63
10	0,002	0,001	0,001	64
15	0,002	0,001	0,001	65
25	0,003	0,002	0,001	66
50	0,005	0,003	0,002	67
75	0,007	0,004	0,003	68
Емкости металлические для мокрого хранения соли, м3:
25	0,006	0,003	0,003	69
50	0,011	0,005	0,006	70
75	0,017	0,008	0,009	71
100	0,022	0,010	0,012	72
Наружные трубопроводы
Водопровод, воздухопровод, газопровод из стальных труб с противокоррозийной окраской, проложенной в траншеях, проходных и непроходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм:
50	0,027	0,020	0,007	73
75	0,028	0,020	0,008	74
100	0,032	0,023	0,009	75
150	0,039	0,028	0,011	76
200	0,043	0,031	0,012	77
250	0,065	0,048	0,017	78
300	0,075	0,055	0,020	79
Тепловые сети, паропроводы и конденсатопроводы, проложенные на эстакадах, по стенам зданий и в проходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм:
50	0,062	0,048	0,014	80
75	0,092	0,072	0,020	81
100	0,128	0,101	0,027	82
150	0,156	0,121	0,035	83
200	0,204	0,161	0,043	84
250	0,259	0,209	0,058	85
300	0,305	0,242	0,063	86
То же, проложенные в непроходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм:
50	0,052	0,040	0,012	87
75	0,077	0,060	0,017	88
100	0,103	0,080	0,023	89
150	0,128	0,100	0,028	90
200	0,157	0,120	0,037	91
250	0,209	0,161	0,048	92
300	0,255	0,201	0,054	93
Мазутопроводы с изоляцией и обогревом, проложенные в непроходных каналах (на 1 км) с условным диаметром, мм:
до 25	0,048	0,036	0,012	94
50	0,053	0,039	0,014	95
75	0,065	0,047	0,018	96
100	0,096	0,071	0,025	97
150	0,119	0,087	0,032	98
Внутренние трубопроводы
Паропроводы, конденсатопроводы, теплопроводы, мазутопроводы с обогревом и изоляцией (на 1 км) с условным диаметром, мм:
до 25	0,036	0,028	0,008	99
50	0,051	0,040	0,011	100
75	0,077	0,061	0,016	101
100	0,102	0,081	0,021	102
150	0,133	0,105	0,028	103
200	0,164	0,129	0,035	104
Водопровод холодной и горячей воды, трубопроводы системы отопления без изоляции (на 1 км) с условным диаметром, мм:
до 25	0,018	0,013	0,005	105
50	0,027	0,018	0,009	106
75	0,037	0,026	0,011	107
100	0,054	0,038	0,016	108
150	0,064	0,044	0,020	109
200	0,082	0,056	0,026	110
	а	б	в

Примечания: 1. Нормативы численности рассчитаны при условии работы оборудования 180 дней в год (отопительный период). С изменением сроков работы оборудования к нормативам численности применяются коэффициенты при продолжительности отопительного периода, дней:

180 - 200	К = 1,00	251 - 300	К = 1,43
201 - 250	К = 1,25	301	и более К = 1,67

2. Нормативы численности рассчитаны для котлов, работающих на газообразном и жидком топливе. При условии работы на твердом топливе к нормативам численности применяется К = 2,0.

3. В нормативах предусмотрено выполнение станочных работ: для котлов - 7%; для котельно-вспомогательного оборудования - 15%; для труборемонтных работ - 10% при капитальном ремонте и 5% при текущем ремонте.

Таблица 44

РЕМОНТ ДЫМОСОСОВ И ВЕНТИЛЯТОРОВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 26.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	капитальный
1	2	3	4	5
Вентиляторы котельные
Вентиляторы дутьевые, центробежные с подачей, м3/час:
до 7000	0,014	0,005	0,009	1
7100 - 10000	0,018	0,006	0,012	2
10200 - 14600	0,022	0,008	0,014	3
14650 - 19600	0,026	0,009	0,017	4
19650 - 27600	0,029	0,010	0,019	5
27650 - 39000	0,035	0,013	0,022	6
39100 - 50000	0,032	0,015	0,017	7
50100 - 75000	0,043	0,016	0,027	8
Дымососы центробежные одностороннего всасывания с подачей, м3/час:
до 10000	0,036	0,017	0,019	9
10200 - 14600	0,044	0,021	0,023	10
14650 - 19600	0,050	0,023	0,027	11
19650 - 27600	0,058	0,027	0,031	12
27650 - 39000	0,063	0,029	0,034	13
39100 - 50000	0,074	0,034	0,040	14
50100 - 75000	0,086	0,040	0,046	15
Вентиляционные оборудование
Вентиляторы центробежные низкого и среднего давления, N:
4 и 5	0,004	0,003	0,004	16
6	0,006	0,004	0,002	17
7 и 8	0,010	0,007	0,003	18
10	0,012	0,008	0,004	19
12	0,018	0,012	0,006	20
16	0,024	0,016	0,008	21
Вентиляторы осевые
до 5	0,002	0,001	0,001	22
6	0,002	0,001	0,001	23
7	0,003	0,001	0,002	24
8	0,004	0,002	0,002	25
10	0,005	0,002	0,003	26
12,5	0,006	0,002	0,004	27
Калориферы на 10 м2 поверхности нагрева	0,001	0,001	-	28
Воздуховоды круглого сечения с фасонными частями на 10 м длины эксплуатируемого воздуховода диаметром, мм:
до 150	0,003	0,002	0,001	29
300	0,004	0,003	0,001	30
500	0,006	0,005	0,001	31
750	0,008	0,006	0,002	32
1000	0,010	0,008	0,002	33
1250	0,010	0,008	0,002	34
1500	0,011	0,009	0,002	35
То же для воздуховодов из кровельного железа, мм:
до 150	0,002	0,001	0,001	36
300	0,003	0,002	0,001	37
500	0,004	0,003	0,001	38
750	0,006	0,005	0,001	39
1000	0,007	0,006	0,001	40
1250	0,008	0,006	0,002	41
1500	0,009	0,007	0,002	42
	а	б	в

Примечания: 1. Нормативы рассчитаны при условии работы оборудования 180 дней в год (отопительный период). С изменением сроков работы оборудования к нормативам применяются коэффициенты при продолжительности отопительного периода дней:

180 - 200 К = 1; 201 - 250 К = 1,25; 251 - 300 К = 1,43;

301 и более К = 1,67.

2. При работе вентиляторов и дымососов в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43

для двух смен - 0,60.

3. Нормативами предусмотрено 22% на выполнение станочных работ.

Таблица 45

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ПОДЗЕМНОМ (ТЕКУЩЕМ) И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТАХ СКВАЖИН

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 27.

Наименование оборудования		Нормативы численности на единицу оборудования			Номер норматива
		всего	в т.ч. по видам ремонтов
			текущий	капитальный
1		2	3	4	5
1.	Талевый блок БТН 4х50	0,0025	0,0012	0,0013	1
2.	Талевый блок БТЭ	0,0015	0,0007	0,0008	2
3.	Кронблок КБЭ	0,0047	0,0022	0,0025	3
4.	Кронблок КБН 5х50	0,0058	0,0028	0,0030	4
5.	Крюки подъемные типа КН	0,0019	0,0009	0,0010	5
6.	Вертлюг грузоподъемностью 10 - 50 тн	0,0171	0,0059	0,0112	6
7.	Вертлюг грузоподъемностью 75 тн	0,0257	0,0088	0,0168	7
8.	Автомат для подземного ремонта АПР-2	0,0113	0,0053	0,0060	8
9.	Ключ механический универсальный типа КМУ	0,0285	0,0135	0,0150	9
10.	Ротор	0,0422	0,0169	0,0253	10
11.	Автонаматыватель кабеля	0,0357	0,0169	0,0188	11
12.	Элеватор конструкции Халатяна ЭХ-5	0,0006	0,0001	0,0005	12
13.	Элеватор штанговый типа ЭШН-5, ЭШН-10	0,0007	0,0002	0,0005	13
14.	Элеватор ЭХЛ	0,0025	0,0006	0,0019	14
15.	Элеватор "Восток-2"	0,0007	0,0002	0,0005	15
16.	Элеватор ЭТА	0,0074	0,0017	0,0057	16
17.	Элеватор ЭГ	0,0048	0,0011	0,0037	17
18.	Элеватор ЭЗН	0,0007	0,0002	0,0005	18
19.	Пакер гидравлический	0,0036	0,0008	0,0028	19
20.	Пакер механический	0,0015	0,0003	0,0012	20
21.	Спайдер	0,0011	0,0002	0,0009	21
		а	б	в

Примечание. Нормативами предусмотрено 20% на выполнение станочных и сварочных работ.

Таблица 46

РЕМОНТ ГРУЗОПОДЪЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 28.

Наименование оборудования	Грузоподъемность, т	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования				Номер норматива
		всего	в т.ч. по видам ремонтов
			ревизия	текущий	капитальный
1	2	3	4	5	6	7
Кран мостовой двухбалочный с ручным приводом	2	0,0283	0,0065	0,0085	0,0133	1
	5	0,0454	0,0105	0,0127	0,0222	2
	10	0,0553	0,0127	0,0157	0,0267	3
Кран мостовой однобалочный с ручным приводом	3	0,0182	0,0042	0,0051	0,0089	4
	5	0,0284	0,0066	0,0085	0,0133	5
	10	0,0455	0,0105	0,0127	0,0223	6
Кран однобалочный с электроталью	1	0,0455	0,0105	0,0127	0,0223	7
	2	0,0552	0,0127	0,0157	0,0267	8
	3	0,0643	0,0148	0,0183	0,0312	9
	5	0,0741	0,0171	0,0213	0,0357	10
Таль электрическая	1 - 2	0,0180	0,0041	0,0050	0,0089	11
	3 - 5	0,0284	0,0066	0,0085	0,0133	12
Таль ручная	1 - 2	0,0091	0,0021	0,0025	0,0045	13
	3 - 5	0,0182	0,0042	0,0051	0,0089	14
		а	б	в	г

Примечание. Нормативами предусмотрено 10% на выполнение станочных и сварочных работ.

Таблица 47

РЕМОНТ ДВИГАТЕЛЕЙ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ

Основные показатели системы планового ремонта и трудоемкость ремонта приводятся в приложениях 29, 30.

Мощность ДВС, л.с.	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе				Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	средний	капитальный
До 40	0,045	0,008	0,013	0,024	1
54 - 55	0,053	0,008	0,015	0,030	2
88	0,047	0,008	0,013	0,026	3
100	0,063	0,010	0,018	0,035	4
165	0,084	0,011	0,022	0,051	5
300 - 500	0,111	0,014	0,030	0,067	6
700	0,121	0,015	0,033	0,073	7
	а	б	в	г

Примечания: 1. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

2. Нормативами предусмотрено 18% на выполнение станочных работ.

Таблица 48

РЕМОНТ РЕГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Тип, производительность установки	Нормативы численности на ремонт установки				Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	средний	капитальный
ВИМЭ-2, 20 кг/час	0,178	0,052	0,037	0,089	1
	а	б	в	г

Таблица 49

РЕМОНТ ЛАБОРАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Наименование лабораторного оборудования		Марка приборов	Нормативы численности на ремонт 100 приборов				Номер норматива
			всего	в т.ч. по видам ремонтов
				ведомственная проверка	текущий	капитальный
1		2	3	4	5	6	7
1.	Хроматограф лабораторный	ЛХМ-8МД	4,460	0,038	1,818	2,604	1
2.	Хроматограф	ХЛ-4, ХЛ-6	2,646	0,038	1,152	1,456	2
3.	Хроматограф лабораторный	ХЛ-3	1,580	0,038	0,666	0,876	3
4.	Хроматограф портативный	ХТ-8	0,784	0,038	0,284	0,462	4
5.	Хроматограф	ХЛ-69	2,074	0,038	0,687	1,349	5
6.	Хроматограф	ХП-499, ХПА-3150	2,201	0,038	0,741	1,422	6
7.	Хроматограф	ХТ-2МУ	1,803	0,038	0,561	1,204	7
8.	Хроматограф	ХГ-Т	3,463	0,038	0,965	2,460	8
9.	Анализаторы сероводорода	722АЕХ	1,110	0,028	0,432	0,650	9
10.	Газоанализатор химический переносной	ГХП-2 МН5130	0,722	0,028	0,262	0,432	10
11.	Анализаторы влаги	560	1,088	0,014	0,370	0,704	11
12.	РН-метры лабораторные	ППУ-01, ВПУ-3, ЭВ-74	1,077	0,015	0,423	0,639	12
13.	Рефрактометр дисперсионный универсальный	РДУ	0,850	0,028	0,349	0,473	13
14.	Ампервольтметры	55	0,707	0,106	0,240	0,361	14
		57	0,699	0,106	0,244	0,349	15
15.	Комплект лабораторных измерительных приборов КИП	К-50	1,400	0,070	0,556	0,774	16
16.	Лабораторный трансформатор	ЛАТР-ПМ	0,361	0,106	0,105	0,150	17
17.	Осциллографы	С1-68	2,405	-	0,909	1,496	18
18.	Осциллографы	ЭО-5	1,251	-	0,481	0,770	19
19.	Термостат	Дельта, ТС-16А	0,626	0,256	0,146	0,224	20
20.	Спектральный калориметр	Спектраль	0,651	0,129	0,233	0,289	21
21.	Весы лабораторные технические	ВЛТ-200 ВЛР-20 ВАКТ-2	0,230	0,028	0,082	0,120	22
22.	Секундомеры	СМ-60	0,258	0,028	0,092	0,138	23
			а	б	в	г

Таблица 50

РЕМОНТ МЕТАЛЛОРЕЖУЩИХ СТАНКОВ

Основные показатели системы планового ремонта и нормы времени на ремонт приводятся в приложении 31.

Вид оборудования	Нормативы численности на ремонт одного станка при круглосуточной работе				Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	средний	капитальный
1	2	3	4	5	6
Токарно-винторезные станки, высота центра станка:
до 200 мм	0,090	0,062	0,017	0,011	1
до 300 мм	0,114	0,080	0,021	0,013	2
до 400 мм	0,128	0,088	0,026	0,014	3
до 500 мм	0,128	0,084	0,027	0,017	4
Трубонарезные станки 10"	0,152	0,104	0,031	0,017	5
Фрезерные станки:
вертикально-консольно-фрезерный	0,094	0,064	0,019	0,011	6
горизонтально-консольно-фрезерный	0,089	0,061	0,018	0,010	7
поперечно-строгальные станки	0,088	0,061	0,017	0,010	8
Сверлильные станки:
вертикальные	0,052	0,036	0,010	0,006	9
радиальные	0,092	0,065	0,017	0,010	10
Круглошлифовальные, заточные станки	0,130	0,081	0,031	0,018	11
Зуборезные станки	0,127	0,080	0,030	0,017	12
	а	б	в	г

Примечания: 1. При работе станков в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

2. Нормативами предусмотрено 20% на выполнение станочных работ.

VII. Обслуживание и ремонт электрооборудования

Таблица 51

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДИЗЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Электростанция	Количество работающих дизелей	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Передвижная	1	1	1
Стационарная	1	1	2
		2 - 4	2
	5 и более	3	4

Таблица 52

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ

Подстанции	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Подстанции 110/35/6 кВ и 35/6 кВ
нетелемеханизированные	1	1
телемеханизированные	0,5	2

Таблица 53

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Выполняемая работа	Нормативы численности на одну смену	Номер норматива
Обслуживание электрооборудования одной установки комплексной подготовки нефти	1	1

Таблица 54

СТРОИТЕЛЬСТВО И ДЕМОНТАЖ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ, КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ, ЛИНИЙ СВЯЗИ И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложениях 32, 33.

Выполняемая работа	Единица измерения	Норматив численности на ед. измерения	Номер норматива
1	2	3	4
Строительство ЛЭП без изготовления и сборки опор, траверс, наголовников с копкой ям под опоры бурмашиной
а) на металлических опорах	км	0,050	1
б) на железобетонных опорах	км	0,051	2
в) на деревянных опорах	км	0,044	3
Изготовление и сборка опор, траверс, наголовников для ЛЭП 6 кВ:
а) на металлических опорах	км	0,044	4
б) на деревянных опорах	км	0,018	5
Демонтаж ЛЭП 6 кВ:
а) на металлических опорах	км	0,017	6
б) на железобетонных опорах	км	0,020	7
в) на деревянных опорах	км	0,028	8
Строительство линий связи с копкой ям под опоры бурмашиной	км	0,017	9
Демонтаж линий связи	км	0,007	10
Строительство кабельных линий 6 кВ и 0,4 кВ с производством земляных работ:
а) механизированным способом	км	0,332	11
б) вручную	км	0,781	12
Демонтаж кабельных линий	км	0,293	13
Монтаж трансформаторной подстанции
а) передвижной (на санях)	1 подст.	0,083	14
б) мачтовой (на деревянных опорах)	То же	0,058	15
в) закрытого типа и встроенной в производственное здание	-"-	0,043	16
Демонтаж передвижной и мачтовой трансформаторной подстанции	-"-	0,005	17

Таблица 55

РЕМОНТ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Основные показатели системы планового ремонта электродвигателей приводятся в приложении 34.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт одного электродвигателя при круглосуточной работе					Номер норматива
	всего (гр. 4 + гр. 6)	в том числе по видам ремонтов
		капитальный			текущий
		с полной перемоткой обмотки		без перемотки обмотки	в условиях действующих производственных помещений (цехов)
		в условиях специализированного предприятия	в условиях мастерских	в условиях действующих производственных помещений (цехов)
1	2	3	4	5	6	7
1. Объекты и установки общего назначения
Электродвигатели ремонтных мастерских асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 1	0,0008	0,0004	0,0005	0,0002	0,0003	1
3	0,0008	0,0005	0,0005	0,0002	0,0003	2
5	0,0009	0,0005	0,0006	0,0002	0,0003	3
10	0,0011	0,0006	0,0007	0,0003	0,0004	4
20	0,0012	0,0007	0,0008	0,0003	0,0004	5
40	0,0014	0,0009	0,0010	0,0003	0,0004	6
60	0,0016	0,0010	0,0011	0,0004	0,0005	7
Электродвигатели бытовых и технологических котельных асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ
а) в обычном исполнении, мощностью кВт:
до 1	0,0021	0,0013	0,0016	0,0006	0,0005	8
3	0,0022	0,0015	0,0017	0,0007	0,0005	9
5	0,0025	0,0017	0,0019	0,0007	0,0006	10
10	0,0030	0,0020	0,0023	0,0008	0,0007	11
20	0,0033	0,0022	0,0026	0,0009	0,0007	12
40	0,0040	0,0027	0,0032	0,0011	0,0008	13
60	0,0045	0,0031	0,0036	0,0013	0,0009	14
80	0,0051	0,0035	0,0041	0,0014	0,0010	15
б) взрывозащищенного исполнения мощностью, кВт:
до 1	0,0027	0,0017	0,0021	0,0008	0,0006	16
3	0,0028	0,0020	0,0022	0,0008	0,0006	17
5	0,0032	0,0022	0,0025	0,0009	0,0007	18
10	0,0039	0,0026	0,0030	0,0011	0,0009	19
20	0,0043	0,0029	0,0034	0,0012	0,0009	20
40	0,0051	0,0036	0,0041	0,0014	0,0010	21
60	0,0059	0,0040	0,0047	0,0017	0,0012	22
80	0,0067	0,0046	0,0054	0,0019	0,0013	23
II. Насосные станции для заводнения нефтяных пластов, насосных станций I, II водоподъемов, насосные станции промыслового и хозяйственно-питьевого водоснабжения
Электродвигатели синхронные напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт:
до 180	0,0243	0,0097	0,0141	0,0121	0,0102	24
300	0,0289	0,0113	0,0163	0,0137	0,0126	25
450	0,0362	0,0133	0,0194	0,0157	0,0168	26
600	0,0416	0,0147	0,0214	0,0173	0,0202	27
750	0,0495	0,0167	0,0244	0,0194	0,0251	28
1000	0,0570	0,0181	0,0268	0,0214	0,0302	29
2000	0,0765	0,0228	0,0335	0,0264	0,0430	30
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт:
180	0,0157	0,0081	0,0118	0,0101	0,0039	31
300	0,0184	0,0094	0,0136	0,0114	0,0048	32
450	0,0225	0,0111	0,0161	0,0131	0,0064	33
600	0,0254	0,0123	0,0178	0,0144	0,0076	34
750	0,0298	0,0139	0,0203	0,0161	0,0095	35
1000	0,0337	0,0151	0,0223	0,0178	0,0114	36
2000	0,0442	0,0190	0,0279	0,0220	0,0163	37
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ в обычном исполнении, мощностью, кВт:
до 1	0,0016	0,0011	0,0013	0,0005	0,0005	38
3	0,0019	0,0013	0,0014	0,0005	0,0005	39
5	0,0022	0,0014	0,0016	0,0005	0,0006	40
10	0,0026	0,0017	0,0019	0,0007	0,0007	41
20	0,0030	0,0018	0,0022	0,0008	0,0008	42
40	0,0034	0,0023	0,0026	0,0009	0,0008	43
60	0,0040	0,0026	0,0030	0,0011	0,0010	44
80	0,0044	0,0029	0,0034	0,0012	0,0010	45
100	0,0049	0,0032	0,0038	0,0014	0,0011	46
180	0,0074	0,0038	0,0056	0,0048	0,0018	47
300	0,0088	0,0045	0,0065	0,0054	0,0023	48
Электродвигатели асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ взрывозащищенного исполнения, мощностью, кВт:
до 1	0,0023	0,0014	0,0017	0,0006	0,0006	49
3	0,0026	0,0016	0,0019	0,0007	0,0007	50
5	0,0028	0,0018	0,0020	0,0008	0,0008	51
10	0,0034	0,0022	0,0025	0,0009	0,0009	52
20	0,0038	0,0024	0,0028	0,0010	0,0010	53
40	0,0045	0,0030	0,0034	0,0012	0,0011	54
60	0,0051	0,0033	0,0039	0,0014	0,0012	55
80	0,0058	0,0038	0,0044	0,0016	0,0014	56
100	0,0063	0,0042	0,0049	0,0018	0,0014	57
180	0,0097	0,0050	0,0073	0,0062	0,0024	58
300	0,0114	0,0058	0,0084	0,0070	0,0030	59
III. Станки-качалки, установки подготовки 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 закрытого исполнения, мощностью, кВт
до 10	0,0062	0,0050	0,0058	0,0020	0,0004	60
20	0,0069	0,0055	0,0065	0,0023	0,0004	61
40	0,0084	0,0068	0,0079	0,0028	0,0005	62
60	0,0097	0,0077	0,0091	0,0032	0,0006	63
Электродвигатели насосов по перекачке нефти асинхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенного исполнения
а) напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 60	0,0074	0,0040	0,0047	0,0017	0,0027	64
80	0,0083	0,0046	0,0054	0,0019	0,0029	65
100	0,0090	0,0050	0,0059	0,0021	0,0031	66
180	0,0139	0,0060	0,0087	0,0075	0,0052	67
300	0,0127	0,0054	0,0078	0,0065	0,0049	68
б) напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт:
до 300	0,0347	0,0147	0,0213	0,0178	0,0134	69
450	0,0437	0,0173	0,0252	0,0204	0,0179	70
600	0,0493	0,0191	0,0278	0,0225	0,0215	71
750	0,0584	0,0218	0,0318	0,0251	0,0266	72
1000	0,0669	0,0236	0,0348	0,0278	0,0321	73
2000	0,0893	0,0296	0,0435	0,0343	0,0458	74
Электродвигатели насосов по перекачке нефти синхронные взрывозащищенного исполнения напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт:
300	0,0417	0,0176	0,0256	0,0213	0,0161	75
450	0,0517	0,0208	0,0302	0,0245	0,0215	76
600	0,0591	0,0230	0,0333	0,0270	0,0258	77
750	0,0700	0,0261	0,0381	0,0302	0,0319	78
1000	0,0803	0,0283	0,0418	0,0333	0,0385	79
2000	0,1071	0,0355	0,0522	0,0412	0,0549	80
Электродвигатели компрессорных станций попутного нефтяного газа асинхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенного исполнения:
а) напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 180	0,0261	0,0150	0,0218	0,0187	0,0043	81
300	0,0306	0,0175	0,0253	0,0212	0,0053	82
б) напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт:
450	0,0778	0,0432	0,0629	0,0511	0,0149	83
600	0,0873	0,0478	0,0694	0,0564	0,0179	84
750	0,1015	0,0544	0,0793	0,0629	0,0222	85
1000	0,1139	0,0590	0,0872	0,0695	0,0267	86
2000	0,1469	0,0740	0,1088	0,0858	0,0381	87
Электродвигатели компрессорных станций попутного нефтяного газа синхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенного исполнения
а) напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 180	0,0314	0,0180	0,0262	0,0225	0,0052	88
300	0,0367	0,0210	0,0303	0,0255	0,0064	89
б) напряжением 6 (10) кВ, мощностью, кВт
450	0,0934	0,0519	0,0755	0,0613	0,0179	90
600	0,1048	0,0574	0,0833	0,0676	0,0215	91
750	0,1218	0,0653	0,0952	0,0755	0,0266	92
1000	0,1367	0,0708	0,1046	0,0833	0,0321	93
2000	0,1763	0,0889	0,1305	0,1030	0,0458	94
Электродвигатели газлифтных компрессорных станций напряжений 6 (10) кВ, взрывозащищенного исполнения
а) асинхронные, мощностью, кВт:
до 5000	0,2224	0,0568	0,0830	0,0633	0,1394	95
8000	0,2647	0,0615	0,0917	0,0668	0,1730	96
б) синхронные, мощностью, кВт:
до 5000	0,2668	0,0681	0,0996	0,0760	0,1672	97
8000	0,3177	0,0739	0,1101	0,0802	0,2076	98
Электродвигатели приточных и вытяжных систем вентиляции асинхронные с короткозамкнутым ротором напряжением 0,4 кВ
а) в обычном исполнении, мощностью, кВт:
до 1	0,0021	0,0013	0,0016	0,0006	0,0005	99
3	0,0022	0,0015	0,0017	0,0006	0,0005	100
5	0,0025	0,0017	0,0019	0,0007	0,0006	101
10	0,0030	0,0020	0,0023	0,0008	0,0007	102
б) взрывозащищенного исполнения, мощностью, кВт:
до 1	0,0026	0,0017	0,0020	0,0008	0,0006	103
3	0,0029	0,0020	0,0022	0,0008	0,0007	104
5	0,0032	0,0022	0,0025	0,0009	0,0007	105
10	0,0039	0,0026	0,0030	0,0011	0,0009	106
Электродвигатели задвижек асинхронные с короткозамкнутым ротором взрывозащищенного исполнения напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 1	0,0023	0,0014	0,0017	0,0007	0,0006	107
3	0,0025	0,0017	0,0019	0,0007	0,0006	108
5	0,0029	0,0018	0,0021	0,0008	0,0008	109
10	0,0034	0,0022	0,0025	0,0009	0,0009	110
Автоматы для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб АПР-2ВБ, ключ механический универсальный КМУ, электрокабеленаматыватель (мехкатушка)
Электродвигатель асинхронный с короткозамкнутым ротором взрывозащищенного исполнения напряжением 0,4 кВ, мощностью, кВт:
до 1	0,0062	0,0044	0,0051	0,0020	0,0011	111
3	0,0068	0,0050	0,0056	0,0021	0,0012	112
5	0,0076	0,0055	0,0062	0,0023	0,0014	113
10	0,0092	0,0065	0,0075	0,0025	0,0017	114
	а	б	в	г	д

Примечания: 1. В нормативах предусмотрено 10% на выполнение станочных работ для всех видов ремонтов, в таком же объеме учтены и прочие работы (сварочные, кузнечные, малярные).

2. При работе оборудования в одну смену к нормативам численности применяется коэффициент 0,43, для двух смен - 0,60.

3. Нормативная численность на техническое обслуживание электродвигателей устанавливается в размере 10% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 56

РЕМОНТ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 35.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт одного трансформатора при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Трансформаторы силовые маслонаполненные двухобмоточные типа ТМ
напряжением до 10 кВ, мощностью, кВа:
до 10	0,0060	0,0043	0,0017	1
25	0,0067	0,0048	0,0019	2
40	0,0075	0,0055	0,0020	3
63	0,0082	0,0060	0,0022	4
100	0,0094	0,0070	0,0024	5
160	0,0121	0,0088	0,0033	6
250	0,0144	0,0107	0,0037	7
400	0,0203	0,0147	0,0056	8
630	0,0243	0,0184	0,0059	9
1000	0,0287	0,0211	0,0076	10
1600, 2500	0,0320	0,0222	0,0098	11
4000	0,0359	0,0253	0,0106	12
Трансформаторы силовые маслонаполненные двухобмоточные напряжением 35/6 кВ, типов:
ТМ 4000/35	0,0372	0,0264	0,0108	13
ТМ 6300/35	0,0408	0,0292	0,0116	14
ТД 10000/35	0,0597	0,0435	0,0162	15
ТДНС 15000/35	0,0704	0,0516	0,0188	16
ТДН 20000/35	0,0845	0,0640	0,0205	17
ТРДН 32000/35	0,1012	0,0703	0,0309	18
Трансформаторы силовые маслонаполненные двухобмоточные, напряжением 110/6 кВ типов:
ТДН 31500/110	0,0897	0,0638	0,0259	19
ТД-40000/110	0,1015	0,0691	0,0324	20
ТД НГ 60000/110, 63000/110	0,1124	0,0788	0,0336	21
Трансформаторы силовые маслонаполненные трехобмоточные, напряжением 110/35/6 кВ типов:
ТРДН, ТДТН-40000/110	0,1019	0,0699	0,0320	22
ТДТНГЭ-60000/110, 63000/110	0,1182	0,0775	0,0407	23
ТДЦНГУ-80000/110	0,1348	0,0898	0,0450	24
Трансформаторы силовые типа ТМЗ, напряжением до 10 кВ, мощностью, кВа:
630	0,0243	0,0184	0,0059	25
1000	0,0287	0,0211	0,0076	26
1600	0,0320	0,0222	0,0098	27
Трансформаторы однофазные сухие типов:
ОСО мощностью 0,25 кВа	0,0010	0,0005	0,0005	28
ОСВ мощностью 0,25 - 3 кВа	0,0010	0,0005	0,0005	29
ОСО-04 мощностью 0,20 - 5 кВа	0,0014	0,0007	0,0007	30
ТВС-2 мощностью 1 кВа	0,0018	0,0009	0,0009	31
ТПД мощностью 0,05 - 0,25 кВа	0,0018	0,0009	0,0009	32
ТС мощностью 2,5 кВа	0,0029	0,0015	0,0014	33
Трансформаторы трехфазные сухие типов:
ТС-40	0,0064	0,0042	0,0022	34
ТС-180	0,0113	0,0076	0,0037	35
ТСЗ-4-10	0,0054	0,0037	0,0017	36
ТСЗ-15-22	0,0060	0,0041	0,0019	37
ТСЗ-35-50	0,0068	0,0046	0,0022	38
ТСЗ-100	0,0105	0,0071	0,0034	39
ТСЗ-701	0,0214	0,0145	0,0069	40
ТСВ-4-10	0,0054	0,0037	0,0017	41
ТСЗВ-360	0,0179	0,0121	0,0058	42
Трансформатор местного освещения типа ЯТП мощностью 0,25 кВа напряжением 36 В	0,0011	0,0006	0,0005	43
	а	б	в

Примечания: 1. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43; для двух смен - 0,60.

2. Нормативами предусмотрено 10% на выполнение станочных работ для всех видов ремонта.

3. Нормативная численность на техническое обслуживание силовых трансформаторов устанавливается в размере 10% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 57

РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 36.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в том числе по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Трансформаторы тока напряжением
до 110 кВ
ТФНД-110м	0,0037	0,0021	0,0016	1
до 35 кВ
ТФНД-35м, ТФНР-35, ТФН-35	0,023	0,0012	0,0011	2
до 10 кВ
ТПОЛ-10, ТПФ-6, ТПФМ-10, ТПЛ-10, ТК-4, ТК (0-49)	0,0014	-	0,0014	3
Трансформаторы тока напряжением
до 110 кВ
НКФ-110	0,0042	0,0027	0,0015	4
до 35 кВ
НОМ-35	0,0024	0,0013	0,0011	5
до 10 кВ
НОМ-6	0,0005	0,0003	0,0002	6
НОМ-10	0,0007	0,0004	0,0003	7
НТМК-6	0,0012	0,0006	0,0006	8
НТМИ-6	0,0020	0,0008	0,0012	9
НТМК-10	0,0012	0,0006	0,0006	10
НТМИ-10	0,0023	0,0009	0,0014	11
Реакторы сухие	0,0053	0,0036	0,0017	12
Реакторы маслонаполненные	0,0129	0,0081	0,0048	13
Выключатели масляные напряжением:
до 110 кВ
МКП-110, МКП-110М, У-110	0,0171	0,0107	0,0064	14
ВМК-110, ВМК-110М	0,0154	0,0090	0,0064	15
МГ-110	0,0129	0,0070	0,0059	16
ММ0-110	0,0227	0,0130	0,0097	17
до 35 кВ
ВМП-16, ВМП-14	0,0029	0,0011	0,0018	18
ВМК-35Э	0,0047	0,0022	0,0025	19
ВМ-16, ВМ-14	0,0029	0,0011	0,0018	20
МКП-35	0,0057	0,0027	0,0030	21
ВМ-23, ВМ-22	0,0031	0,0013	0,0018	22
ВМ-35, ВМД-35, ВТ-35	0,0053	0,0023	0,0030	23
ВТД-35, С-35	0,0053	0,0023	0,0030	24
ВМП-35П, ВМПЭ-35	0,0044	0,0019	0,0025	25
до 10 кВ
ВМГ-10	0,0041	0,0027	0,0014	26
ВМП-10, ВМП-10П, ВМП-10К, ВММ-10, ВМПП-10	0,0055	0,0039	0,0016	27
ВГ-10	0,0040	0,0027	0,0013	28
ВМ-10	0,0037	0,0023	0,0014	29
МГГ-10	0,0072	0,0052	0,0020	30
ВМБ-10	0,0037	0,0023	0,0014	31
Выключатели воздушные:
ВВН-35	0,0192	0,0120	0,0072	32
ВВН-35-2	0,0180	0,0108	0,0072	33
Разъединители, напряжением:
до 110 кВ
РЛН-110	0,0078	0,0056	0,0022	34
РЛНД-110, РНДЗ-110	0,0066	0,0048	0,0018	35
РОНЗ-110	0,0078	0,0054	0,0024	36
до 35 кВ
РЛН-35	0,0053	0,0037	0,0016	37
РЛНД-35, РНДЗ-35	0,0043	0,0029	0,0014	38
до 10 кВ
РЛН-6, РЛН-10	0,0025	0,0014	0,0011	39
РВФ	0,0013	0,0009	0,0004	40
РЛНД-6, РЛНД-10	0,0024	0,0013	0,0011	41
РВЛ-111	0,0007	0,0004	0,0003	42
РВ	0,0011	0,0007	0,0004	43
Отделители напряжением:
до 110 кВ
ОД-110М, ОДЗ-110М	0,0075	0,0056	0,0019	44
до 35 кВ
ОД-35, ОДЗ-35	0,0049	0,0036	0,0013	45
Короткозамыкатели напряжением:
до 110 кВ
КЗ-110, КЗ-110М	0,0031	0,0019	0,0012	46
до 35 кВ
КЗ-35	0,0035	0,0023	0,0012	47
Заземлители
ЗОН-110М, ЗОН-110У	0,0019	0,0011	0,0008	48
Разрядник трубчатый типа РТВ	0,0007	0,0005	0,0002	49
Разрядник вентильный типов
РПВ-6	0,0007	0,0004	0,0003	50
РВС-35	0,0014	0,0008	0,0006	51
Предохранители серии ПК, ПКТ,	0,0010	-	0,0010	52
ПН, ПР, НПН	0,0002	-	0,0002	53
	а	б	в

Примечания: 1. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

2. Для трансформаторов тока 35 - 110 кВ предусмотрена замена верхнего блока, при замене нижнего или среднего блоков к нормативу численности применяется коэффициент - 1,6.

3. Нормативная численность на техническое обслуживание оборудования устанавливается в размере 10% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 58

РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 37.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в том числе по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Рубильники с центральной рукояткой на номинальный ток, А:
до 400	0,0003	-	0,0003	1
600	0,0006	0,0003	0,0003	2
800	0,0008	0,0004	0,0004	3
1000	0,0010	0,0005	0,0005	4
1500	0,0014	0,0007	0,0007	5
Переключатели с центральной рукояткой на номинальный ток, А:
до 200	0,0003	-	0,0003	6
400	0,0004	-	0,0004	7
600	0,0008	0,0006	0,0006	8
Выключатели автоматические воздушные универсальные с рычажным и электромагнитным приводом на номинальный ток, А:
до 400	0,0011	-	0,0011	9
600	0,0027	0,0014	0,0013	10
800	0,0036	0,0019	0,0017	11
1000	0,0047	0,0025	0,0022	12
1500	0,0074	0,0045	0,0029	13
Выключатели автоматические воздушные универсальные с рычажным и электродвигательным приводом на номинальный ток, А:
до 400	0,0072	0,0036	0,0036	14
800	0,0098	0,0048	0,0050	15
1000	0,0118	0,0060	0,0058	16
1500	0,0144	0,0072	0,0072	17
Выключатели автоматические установочные трехфазные на номинальный ток, А:
до 200	0,0010	-	0,0010	18
400	0,0014	-	0,0014	19
600	0,0029	0,0014	0,0014	20
Пускатели магнитные нереверсивные для электродвигателей мощностью, кВт:
до 17	0,0006	-	0,0006	21
30	0,0021	0,0013	0,0008	22
55	0,0026	0,0016	0,0010	23
75	0,0033	0,0019	0,0013	24
Контакторы постоянного тока на номинальный ток, А:
до 150	0,0010	-	0,0010	25
350	0,0013	-	0,0013	26
600	0,0040	0,0024	0,0016	27
Контакторы электромагнитные воздушные на номинальный ток, А:
до 160	0,0008	-	0,0008	28
400	0,0011	-	0,0011	29
630	0,0036	0,0022	0,0014	30
Контакторы переменного тока на номинальный ток, А:
до 150	0,0013	-	0,0013	31
300	0,0016	-	0,0016	32
600	0,0048	0,0029	0,0019	33
Пакетные выключатели на номинальный ток, А:
до 100	0,0029	-	0,0029	34
250	0,0038	-	0,0038	35
400	0,0058	-	0,0058	36
Пакетные переключатели на номинальный ток, А:
до 63	0,0029	-	0,0029	37
100	0,0038	-	0,0038	38
250	0,0058	-	0,0058	39
400	0,0077	-	0,0077	40
Командоаппараты кулачковые регулируемые с числом рабочих цепей:
до 6	0,0050	0,0011	0,0039	41
8	0,0083	0,0017	0,0066	42
16	0,0265	0,0054	0,0211	43
24	0,0300	0,0062	0,0238	44
Командоаппараты кулачковые нерегулируемые с числом рабочих цепей:
до 6	0,0033	0,0007	0,0026	45
10	0,0050	0,0011	0,0039	46
13	0,0069	0,0014	0,0055	47
Контроллеры кулачковые постоянного и переменного тока с сопротивлением для электродвигателей мощностью, кВт:
до 25	0,0084	0,0018	0,0066	48
45	0,0099	0,0020	0,0079	49
65	0,0114	0,0022	0,0092	50
80	0,0131	0,0025	0,0106	51
110	0,0136	0,0030	0,0106	52
Контроллеры магнитные крановые переменного тока для управления одним двигателем мощностью, кВт:
6 - 36	0,0168	0,0036	0,0132	53
20 - 100	0,0233	0,0048	0,0185	54
Командоконтроллеры с количеством цепей:
6	0,0049	0,0010	0,0039	55
12	0,0066	0,0013	0,0053	56
Универсальные ключи и переключатели с числом секций:
4	0,0008	-	0,0008	57
8	0,0008	-	0,0008	58
12	0,0015	-	0,0015	59
16	0,0019	-	0,0019	60
Кнопки управления (на 10 шт.) с числом кнопок:
2	0,0010	-	0,0010	61
3	0,0014	-	0,0014	62
Реостаты пусковые масляные для двигателей мощностью, кВт:
500 - 700	0,0595	0,0120	0,0475	63
Реостаты возбуждения для генераторов низкого напряжения и зарядных генераторов, мощностью, кВт:
300	0,0134	0,0029	0,0105	64
550	0,0168	0,0036	0,0132	65
840	0,0201	0,0043	0,0158	66
Муфты электромагнитные с передаваемым моментом, Н/м:
1000	0,0048	0,0014	0,0034	67
1600	0,0069	0,0019	0,0050	68
Муфты электромагнитные для дистанционного управления с моментом сцепления, Н/м:
1,5 - 62	0,0048	0,0014	0,0034	69
98 - 244	0,0052	0,0017	0,0035	70
890 - 1570	0,0067	0,0022	0,0045	71
Электромагниты тормозные переменного тока с тяговым усилием, Н:
350	0,0096	0,0029	0,0067	72
700	0,0142	0,0041	0,0101	73
1150	0,0194	0,0060	0,0134	74
1400	0,0257	0,0072	0,0185	75
Пункты распределительные силовые с числом установочных трехфазных автоматических выключателей, шт.:
4	0,0048	0,0016	0,0032	76
6	0,0064	0,0024	0,0040	77
8	0,0088	0,0032	0,0056	78
10	0,0104	0,0040	0,0064	79
12	0,0128	0,0048	0,0080	80
Щитки осветительные распределительные с числом автоматических выключателей, шт.:
4	0,0031	0,0011	0,0020	81
8	0,0038	0,0014	0,0024	82
16	0,0052	0,0020	0,0032	83
20	0,0068	0,0024	0,0044	84
30	0,0080	0,0028	0,0052	85
Приводы с магнитным усилителем трехфазные на номинальную мощность, кВт:
до 1,5	0,0259	0,0048	0,0211	86
Электроосветительная арматура (10 светильников) в нормальных помещениях
с одной лампой накаливания	0,0006	-	0,0006	87
с люминесцентными лампами с числом ламп до двух	0,0007	-	0,0007	88
то же с числом ламп четыре и более	0,0010	-	0,0010	89
во взрывоопасном исполнении	0,0062	0,0048	0,0014	90
Электроосветительная арматура (10 светильников) наружной установки
с одной лампой накаливания	0,0012	-	0,0012	91
с люминесцентными лампами с числом ламп до двух	0,0014	-	0,0014	92
то же с числом ламп четыре и более	0,0019	-	0,0019	93
	а	б	в

Примечания: 1. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

2. Нормативами предусмотрено 10% на выполнение станочных работ для всех видов ремонта.

3. Нормативная численность на техническое обслуживание устанавливается в размере 10% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 59

РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 6 - 10 КВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 38.

Техническая характеристика	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
1. Распределительные устройства типа КСО-2УМ
Ячейка ввода 6 кВ	0,015	0,011	0,004	1
Ячейка трансформатора напряжения-разрядника	0,012	0,008	0,004	2
Ячейка промысловой нагрузки	0,015	0,011	0,004	3
Ячейка статических конденсаторов	0,012	0,009	0,003	4
Ячейка трансформатора собственных нужд	0,011	0,008	0,003	5
Ячейка двигателя 6 кВ	0,015	0,011	0,004	6
2. Комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ
Типа КТП-67 с трансформаторами мощностью, кВа:
25	0,0310	0,0180	0,0130	7
40	0,0318	0,0187	0,0131	8
63	0,0325	0,0192	0,0133	9
100	0,0337	0,0202	0,0135	10
160	0,0364	0,0220	0,0144	11
Типа РТКЕ и РТКN (польские) с трансформаторами мощностью, кВа:
25	0,0310	0,0180	0,0130	12
40	0,0316	0,0187	0,0131	13
63	0,0325	0,0192	0,0133	14
100	0,0337	0,0202	0,0135	15
160	0,0364	0,0220	0,0144	16
250	0,0387	0,0239	0,0148	17
Типа КТПН-400 с трансформаторами мощностью, кВа:
160	0,0358	0,0181	0,0177	18
250	0,0381	0,0200	0,0181	19
400	0,0440	0,0240	0,0200	20
Типа КТППН-82 для погружного оборудования с трансформаторами мощностью, кВа:
63	0,0237	0,0139	0,0098	21
100	0,0249	0,0149	0,0100	22
160	0,0276	0,0167	0,0109	23
250	0,0299	0,0186	0,0113	24
400	0,0358	0,0226	0,0132	25
3. Передвижные чехословацкие подстанции 35/6 кВ на 4 отходящие линии
На подстанцию	0,051	0,037	0,014	26
4. Подстанция комплектная типа ППМП
На подстанцию	0,015	0,011	0,004	27
5. Подстанции комплектные типа ППМБ
Промысловые трансформаторные подстанции	0,0016	0,012	0,004	28
6. Столбовые (мачтовые) трансформаторные подстанции
На подстанцию	0,004	0,003	0,001	29
7. Станция управления скважинами, оборудованными электропогружными насосами
На станцию	0,021	0,015	0,006	30
8. Станция управления глубиннонасосными скважинами
На станцию	0,013	0,006	0,007	31
	а	б	в

Таблица 60

РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ, ЛИНИЙ СВЯЗИ И ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 39.

Наименование линий	Нормативы численности на единицу намерения			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные в земле, на 1000 м, сечением, мм2:
16 - 35	0,0062	0,0048	0,0014	1
50 - 70	0,0094	0,0072	0,0022	2
95 - 120	0,0112	0,0086	0,0026	3
150 - 185	0,0150	0,0115	0,0035	4
240	0,0200	0,0154	0,0046	5
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные по кирпичным и бетонным основаниям, на 1000 м, сечением, мм2:
16 - 35	0,0386	0,0058	0,0328	6
50 - 70	0,0638	0,0091	0,0547	7
95 - 120	0,0744	0,0106	0,0638	8
150 - 185	0,0965	0,0144	0,0821	9
240	0,1287	0,0192	0,1095	10
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные в непроходных каналах и трубах, на 1000 м, сечением, мм2:
16 - 35	0,0100	0,0077	0,0023	11
50 - 70	0,0150	0,0115	0,0035	12
95 - 120	0,0182	0,0139	0,0043	13
150 - 185	0,0235	0,0182	0,0053	14
240	0,0312	0,0240	0,0072	15
Внутрицеховые силовые сети, проложенные в трубах в чистых и сухих помещениях, на 100 м провода, с затягиванием одного провода, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0006	0,0002	0,0004	16
10 - 16	0,0008	0,0003	0,0005	17
25 - 35	0,0011	0,0004	0,0007	18
50 - 70	0,0014	0,0006	0,0008	19
95 - 120	0,0017	0,0007	0,0010	20
То же с затягиванием двух проводов, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0007	0,0001	0,0006	21
10 - 16	0,0011	0,0004	0,0007	22
25 - 35	0,0014	0,0006	0,0008	23
50 - 70	0,0020	0,0008	0,0012	24
95 - 120	0,0025	0,0010	0,0015	25
То же, с затягиванием трех проводов, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0012	0,0012	0,0007	26
10 - 16	0,0014	0,0006	0,0008	27
25 - 35	0,0017	0,0007	0,0010	28
50 - 70	0,0026	0,0010	0,0016	29
95 - 120	0,0033	0,0013	0,0020	30
То же, с затягиванием четырех проводов, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0016	0,0006	0,0010	31
10 - 16	0,0019	0,0007	0,0012	32
25 - 35	0,0023	0,0009	0,0014	33
50 - 70	0,0031	0,0013	0,0018	34
95 - 120	0,0040	0,0016	0,0024	35
Внутрицеховые силовые сети, проложенные в трубах в помещениях с повышенной опасностью, на 100 м провода, с затягиванием одного провода, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0013	0,0005	0,0008	36
10 - 16	0,0016	0,0006	0,0010	37
25 - 35	0,0023	0,0009	0,0014	38
50 - 70	0,0028	0,0011	0,0017	39
95 - 120	0,0034	0,0014	0,0020	40
То же, с затягиванием двух проводов, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0019	0,0007	0,0012	41
10 - 16	0,0023	0,0009	0,0014	42
25 - 35	0,0028	0,0011	0,0017	43
50 - 70	0,0040	0,0016	0,0024	44
95 - 120	0,0050	0,0020	0,0030	45
То же, с затягиванием трех проводов, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0024	0,0010	0,0014	46
10 - 16	0,0028	0,0011	0,0017	47
25 - 35	0,0034	0,0014	0,0020	48
50 - 70	0,0051	0,0021	0,0032	49
95 - 120	0,0066	0,0026	0,0040	50
То же, с затягиванием четырех проводов, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0033	0,0013	0,0020	51
10 - 16	0,0038	0,0014	0,0024	52
25 - 35	0,0046	0,0018	0,0028	53
50 - 70	0,0062	0,0026	0,0036	54
95 - 120	0,0081	0,0033	0,0048	55
Внутрицеховые силовые сети, проложенные изолированным проводом по кирпичным и бетонным основаниям, на 100 м провода, сечением, мм2:
1,5 - 6	0,0019	0,0007	0,0012	56
10 - 16	0,0026	0,0010	0,0016	57
25 - 35	0,0032	0,0012	0,0020	58
50 - 70	0,0038	0,0014	0,0024	59
свыше 70	0,0048	0,0018	0,0030	60
Осветительные сети из кабеля, провода, шнура, проложенные по кирпичам и бетонным основаниям, на 100 м провода, сечением, мм2:
2х1,5-4	0,0020	0,0008	0,0012	61
3х2,5-4	0,0026	0,0010	0,0016	62
То же при скрытой проводке сечением, мм2:
2х1,5-4	0,0030	0,0012	0,0018	63
3х2,5-4	0,0034	0,0014	0,0020	64
Открытые ошинковки и шинопроводы, на 10 м, для тока, А:
600	0,0008	0,0006	0,0002	65
1600	0,0010	0,0008	0,0002	66
2400	0,0013	0,0010	0,0003	67
4000	0,0017	0,0013	0,0004	68
Воздушные линии напряжением до 1000 В на деревянных опорах, на 1000 м однолинейного провода сечением, мм2:
до 35	0,0053	0,0014	0,0039	71
50	0,0071	0,0019	0,0052	72
70	0,0089	0,0024	0,0065	73
95 и более	0,0107	0,0029	0,0078	74
То же, на металлических и железобетонных опорах, сечением, мм2:
до 35	0,0014	0,0006	0,0008	75
50	0,0022	0,0010	0,0012	76
70	0,0028	0,0013	0,0015	77
95 и более	0,0035	0,0016	0,0019	78
Воздушные линии напряжением 6 кВ на деревянных опорах, на 1000 м однолинейного провода	0,0040	0,0024	0,0016	79
То же, на металлических и железобетонных опорах	0,0024	0,0008	0,0016	80
Воздушная линия напряжением 35 - 110 кВ на железобетонных и металлических опорах, на 1000 м однолинейного провода	0,0075	0,0025	0,0050	81
Заземляющие проводники распределительные, на 100 ед. оборудования подстанций, насосных, механических цехов и др.	0,0196	0,0084	0,0112	82
Заземляющие проводники магистральные на 100 м	0,0112	0,0048	0,0064	83
Заземляющие проводники воздушных линий электропередачи на 100 опор	0,0029	0,0029	-	84
	а	б	в

Примечания. 1. В зависимости от способа прокладки, напряжения и сечения линий вводятся поправочные коэффициенты:

для внутрицеховых сетей, проложенных по деревянным основаниям - 0,75;

для внутрицеховых сетей, проложенных на высоте более 2,5 м - 1,1.

2. При выполнении работ вблизи действующих линий электропередачи, ответственных линий связи, а также оборудования, находящегося под высоким напряжением, связанных с выполнением дополнительных мероприятий по технике безопасности, следует применять коэффициент - 1,3.

3. При выполнении работ на крутых склонах (уклон более 1:5) к нормативам численности необходимо применять следующие коэффициенты:

для Кавказского хребта и его отрогов; крутые продольные склоны - 1,5; крутые поперечные склоны - 2,0;

для Уральских, Крымских, Алтайских, Среднеазиатских гор: крутые продольные склоны - 1,3; крутое поперечные склоны - 1,8.

4. Нормативами предусмотрено 5% на выполнение станочных работ.

Таблица 61

РЕМОНТ АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 40.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт одной батареи при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Щелочные аккумуляторные батареи, напряжением 12,5 В, емкостью, Ач
60 - 100	0,0011	0,0005	0,0006	1
250 - 300	0,0015	0,0006	0,0009	2
400 - 500	0,0020	0,0007	0,0013	3
То же, напряжением 25 В, емкостью, Ач
60 - 100	0,0027	0,0010	0,0017	4
250 - 300	0,0029	0,0012	0,0017	5
400 - 500	0,0036	0,0014	0,0022	6
То же, напряжением 32,5 В, емкостью, Ач
60 - 100	0,0025	0,0012	0,0013	7
250 - 300	0,0037	0,0015	0,0022	8
400 - 500	0,0045	0,0019	0,0026	9
То же, напряжением 50 кВ, емкостью, Ач
60 - 100	0,0045	0,0019	0,0026	10
250 - 300	0,0053	0,0023	0,0030	11
400 - 500	0,0068	0,0029	0,0039	12
Аккумуляторные батареи кислотные типа СКиС с поверхностными положительными и отрицательными коробчатыми пластинами, в стеклянных сосудах с напряжением 12 - 24 В, емкостью, Ач
до 72	0,0144	0,0058	0,0086	13
144	0,0166	0,0062	0,0104	14
288	0,0197	0,0067	0,0130	15
432	0,0202	0,0072	0,0130	16
То же, напряжением 48 В, емкостью, Ач
до 72	0,0197	0,0067	0,0130	17
144	0,0250	0,0077	0,0173	18
288	0,0254	0,0082	0,0173	19
432	0,0257	0,0084	0,0173	20
То же, напряжением 60 В, емкостью, Ач
до 72	0,0250	0,0077	0,0173	21
144	0,0257	0,0084	0,0173	22
288	0,0259	0,0086	0,0173	23
432	0,0269	0,0096	0,0173	24
То же, напряжением 110 В, емкостью, Ач
до 72	0,0279	0,0106	0,0173	25
144	0,0336	0,0120	0,0216	26
288	0,0367	0,0129	0,0238	27
432	0,0398	0,0139	0,0259	28
То же, напряжением 220 В, емкостью, Ач
до 72	0,0475	0,0173	0,0302	29
144	0,0538	0,0192	0,0346	30
288	0,0610	0,0221	0,0389	31
432	0,0672	0,0240	0,0432	32
Аккумуляторные батареи кислотные типа СН с намазными положительными и отрицательными пластинками в закрытых сосудах напряжением 12 - 24 В, емкостью, Ач
до 72	0,0256	0,0192	0,0064	33
144	0,0285	0,0208	0,0077	34
288	0,0320	0,0224	0,0096	35
432	0,0336	0,0240	0,0096	36
То же, напряжением 48 В, емкостью, Ач
до 72	0,0320	0,0224	0,0096	37
144	0,0384	0,0256	0,0128	38
288	0,0400	0,0272	0,0128	39
432	0,0408	0,0280	0,0128	40
То же, напряжением 60 В, емкостью, Ач
до 72	0,0384	0,0256	0,0128	41
144	0,0408	0,0280	0,0128	42
288	0,0416	0,0288	0,0128	43
432	0,0448	0,0320	0,0128	44
То же, напряжением 110 В, емкостью, Ач
до 72	0,0480	0,0352	0,0128	45
144	0,0560	0,0400	0,0160	46
288	0,0608	0,0432	0,0176	47
432	0,0656	0,0464	0,0192	48
То же, напряжением 220 В, емкостью, Ач
до 72	0,0800	0,0576	0,0224	49
144	0,0896	0,0640	0,0256	50
288	0,1024	0,0736	0,0288	51
432	0,1120	0,0800	0,0320	52
	а	б	в

Примечания: 1. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

2. При замене пластин щелочных аккумуляторов к нормативам численности применяется коэффициент 1,7.

3. Нормативами численности на капитальный ремонт кислотных аккумуляторных батарей предусматривается полная разборка всех элементов батарей. При разборке менее 50% применяется коэффициент - 0,7, при замене всей сепарации без замены и ремонта элементов - 0,5.

4. Нормативная численность на техническое обслуживание оборудования устанавливается в размере 10% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 62

РЕМОНТ КОНДЕНСАТОРНЫХ УСТАНОВОК И ЭЛЕКТРОПЕЧЕЙ СОПРОТИВЛЕНИЯ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 41.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Конденсаторные установки
Для повышения коэффициента мощности напряжением до 10,5 кВ мощностью, кВАр
до 80	0,0060	0,0018	0,0042	1
100	0,0083	0,0024	0,0059	2
250	0,0120	0,0036	0,0084	3
330	0,0143	0,0042	0,0101	4
400	0,0166	0,0048	0,0118	5
500	0,0207	0,0060	0,0147	6
750	0,0240	0,0072	0,0168	7
1000	0,0294	0,0084	0,0210	8
Установки конденсаторные нерегулируемые для повышения коэффициента мощности напряжением 380 В на номинальную мощность, кВАр
100	0,0093	0,0030	0,0063	9
150	0,0126	0,0042	0,0084	10
300	0,0159	0,0054	0,0105	11
То же, регулируемые на номинальную мощность, кВАр
75	0,0112	0,0036	0,0076	12
100	0,0149	0,0048	0,0101	13
300	0,0198	0,0072	0,0126	14
Электропечи
Электропечи сопротивления, кВт
до 15	0,0098	0,0059	0,0039	15
30	0,0148	0,0089	0,0059	16
45	0,0197	0,0118	0,0079	17
60	0,0246	0,0148	0,0098	18
75	0,0295	0,0177	0,0118	19
90	0,0335	0,0197	0,0138	20
100	0,0442	0,0265	0,0177	21
110 и более	0,0541	0,0325	0,0216	22
	а	б	в

Примечания: 1. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43; для двух смен - 0,60.

2. Нормативами предусмотрено 5% на выполнение станочных работ для всех видов ремонта.

3. Нормативная численность на техническое обслуживание оборудования устанавливается в размере 5% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 63

РЕМОНТ ЭЛЕКТРОСВАРОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 42.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		капитальный	текущий
1	2	3	4	5
Работающие в стационарных условиях:
Сварочные трансформаторы на номинальный сварочный ток, А:
160	0,0080	0,0048	0,0032	1
250	0,0088	0,0056	0,0032	2
315	0,0102	0,0064	0,0038	3
500	0,0154	0,0096	0,0058	4
1000	0,0230	0,0144	0,0086	5
Однопостовые сварочные преобразователи на номинальный сварочный ток, А:
120	0,0189	0,0112	0,0077	6
300	0,0219	0,0128	0,0090	7
500	0,0320	0,0192	0,0128	8
1000	0,0480	0,0288	0,0192	9
Многопостовые сварочные преобразователи на номинальный сварочный ток, А
500	0,0432	0,0256	0,0176	10
1000	0,0592	0,0352	0,0240	11
Однопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
125	0,0189	0,0112	0,0077	12
315	0,0272	0,0160	0,0112	13
500	0,0480	0,0288	0,0192	14
630	0,0608	0,0352	0,0256	15
1000	0,0688	0,0400	0,0288	16
Многопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
1000	0,0800	0,0480	0,0320	17
1600	0,1088	0,0640	0,0448	18
3000	0,1488	0,0880	0,0608	19
Реостаты балластные на 30 А	0,0051	0,0032	0,0019	20
Осцилляторы	0,0063	0,0037	0,0026	21
Передвижные
Сварочные трансформаторы на номинальный сварочный ток, А
160	0,0288	0,0144	0,0144	22
250	0,0312	0,0168	0,0144	23
315	0,0365	0,0192	0,0173	24
500	0,0547	0,0288	0,0259	25
1000	0,0821	0,0432	0,0389	26
Однопостовые сварочные преобразователи на номинальный сварочный ток, А:
120	0,0682	0,0336	0,0346	27
300	0,0787	0,0384	0,0403	28
500	0,1152	0,0576	0,0576	29
1000	0,1728	0,0864	0,0864	30
Многопостовые сварочные преобразователи на номинальный сварочный ток, А:
500	0,1560	0,0768	0,0792	31
1000	0,2136	0,1056	0,1080	32
Сварочные генераторы постоянного тока для передвижных сварочных агрегатов, на номинальный ток, А:
120	0,0485	0,0240	0,0245	33
300	0,0634	0,0288	0,0346	34
500	0,0787	0,0384	0,0403	35
1000	0,1272	0,0624	0,0648	36
Однопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
125	0,0682	0,0336	0,0346	37
315	0,0984	0,0480	0,0504	38
500	0,1728	0,0864	0,0864	39
630	0,2208	0,1056	0,1152	40
1000	0,2496	0,1200	0,1296	41
Многопостовые сварочные выпрямители на номинальный сварочный ток, А:
1000	0,2880	0,1440	0,1440	42
1600	0,3936	0,1920	0,2016	43
3000	0,5376	0,2640	0,2736	44
Реостаты балластные 30 А	0,0182	0,0096	0,0086	45
Осцилляторы	0,0225	0,0110	0,0115	46
Машины контактной электросварки обсадных и бурильных труб мощностью, кВА
100	0,1392	0,0672	0,0720	47
150	0,1824	0,0960	0,0864	48
190	0,2280	0,1200	0,1080	49
300	0,2880	0,1440	0,1440	50
	а	б	в

Примечания: 1. При работе оборудования в одну и две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

2. Нормативная численность на техническое обслуживание оборудования устанавливается в размере 10% от нормативной численности на текущий ремонт.

Таблица 64

РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ЧАСТИ КРАНОВ, ЭЛЕКТРОКРАН-БАЛОК И ПОДЪЕМНИКОВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 43.

Грузоподъемность, т	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования при круглосуточной работе			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	капитальный
1	2	3	4	5
1. Работающие на переменном токе в защищенных помещениях
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	0,044	0,021	0,023	1
10	0,058	0,028	0,030	2
15	0,064	0,031	0,033	3
20 - 30	0,088	0,042	0,046	4
б) краны электрические консольно-поворотные
0,5	0,011	0,005	0,006	5
1,5	0,012	0,006	0,006	6
2	0,021	0,010	0,011	7
3	0,027	0,013	0,014	8
5	0,031	0,015	0,016	9
в) тали электрические
0,25 - 0,5	0,005	0,002	0,003	10
1	0,008	0,004	0,004	11
2	0,010	0,005	0,005	12
3 - 5	0,011	0,005	0,006	13
г) электрокран-балки
1	0,025	0,012	0,013	14
2	0,026	0,013	0,013	15
3	0,027	0,013	0,014	16
5	0,029	0,014	0,015	17
2. Работающие на переменном токе на открытых площадях
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	0,076	0,053	0,023	18
10	0,100	0,070	0,030	19
15	0,109	0,076	0,033	20
20 - 30	0,152	0,106	0,046	21
б) краны электрические консольно-поворотные
0,5	0,019	0,013	0,006	22
1,5	0,021	0,015	0,006	23
2	0,036	0,025	0,011	24
3	0,047	0,033	0,014	25
5	0,055	0,039	0,016	26
в) тали электрические
0,25 - 0,5	0,009	0,006	0,003	27
1	0,014	0,010	0,004	28
2	0,017	0,012	0,005	29
3 - 5	0,019	0,013	0,006	30
г) электрокран-балки
1	0,043	0,030	0,013	31
2	0,045	0,031	0,014	32
3	0,047	0,033	0,014	33
5	0,050	0,035	0,015	34
3. Работающие на постоянном токе в защищенных помещениях
а) краны мостовые, электрические, крюковые
5	0,064	0,031	0,033	35
10	0,075	0,036	0,039	36
15	0,080	0,039	0,041	37
20	0,107	0,052	0,055	38
30	0,102	0,049	0,053	39
4. Работающие на постоянном токе на открытых площадках
а) краны мостовые электрические, крюковые
5	0,109	0,076	0,033	40
10	0,128	0,089	0,039	41
15	0,138	0,096	0,042	42
20	0,185	0,129	0,056	43
30	0,176	0,123	0,053	44
	а	б	в

Примечания: 1. Нормативы численности на ремонт электродвигателей, магнитных пускателей и контакторов приведены в соответствующих таблицах.

2. При работе оборудования в одну или две смены к нормативам численности применяются коэффициенты:

для одной смены - 0,43, для двух смен - 0,60.

3. Нормативами предусмотрено 10% на выполнение станочных работ.

Таблица 65

РЕМОНТ СРЕДСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основные показатели системы планового ремонта приводятся в приложении 44.

Наименование оборудования	Нормативы численности на ремонт единицы оборудования			Номер норматива
	всего	в т.ч. по видам ремонтов
		текущий	капитальный
1	2	3	4	5
Станция катодной защиты (без линии электропередачи)	0,0395	0,0253	0,0142	1
Станция дренажной защиты (без кабеля)	0,0131	0,0084	0,0047	2
Протекторные установки (на 10 шт.)	0,0004	0,0001	0,0003	3
	а	б	в

Примечания: 1. При производстве капитального ремонта комплексной электрозащиты трубопроводов протекторы заменяются новыми. Срок замены зависит от характера грунта и интенсивности их работы.

2. Нормативы численности на ремонт линий электропередачи и кабельных сетей приведены в табл. 60.

Таблица 66

ЭЛЕКТРОЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ

Выполняемая работа	Норматив численности	Номер норматива
1	2	3
Измерение сопротивления заземления, испытание кабеля 6 кВ. Испытание электродвигателей 6 кВ. Наладка защиты, измерение сопротивления, изоляции вторичной коммутации. Испытание В.Л. выпрямленным напряжением. Наладка новых Т.П., периодическая проверка средств защиты, приборов контроля, учета и пр.	10% от нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием электрооборудования	1

VIII. Ремонт электропогружных установок

Таблица 67

РЕМОНТ ОСНОВНЫХ УЗЛОВ ЭЛЕКТРОПОГРУЖНЫХ УСТАНОВОК

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 45.

Наименование оборудования		Нормативы численности на один ремонт			Номер норматива
		текущий	капитальный	ревизия
1		2	3	4	5
Электроцентробежные насосы отечественного производства
1.	ЭЦН 5-200-800	0,0144	0,0148	-	1
2.	ЭЦН 5-40-1400	0,0165	0,0171	-	2
3.	ЭЦН 5-130-1200	0,0170	0,0176	-	3
4.	ЭЦН 5-80-1550	0,0206	0,0214	-	4
5.	ЭЦН 5А-360-600, ЭЦН 5А-360-700	0,0102	0,0106	-	5
6.	ЭЦН 5А-250-800	0,0114	0,0117	-	6
7.	ЭЦН 5А-160-1100	0,0143	0,0148	-	7
8.	ЭЦН 5А-100-1350	0,0158	0,0164	-	8
9.	ЭЦН 5А-250-1000	0,0197	0,0201	-	9
10.	ЭЦН 6-350-850	0,0100	0,0102	-	10
11.	ЭЦН 6-350-1100, ЭЦН 6-500-750	0,0108	0,0112	-	11
12.	ЭЦН 6-250-1050	0,0126	0,0130	-	12
13.	ЭЦН 6-100-1500	0,0138	0,0143	-	13
14.	ЭЦН 6-250-1400	0,0146	0,0151	-	14
15.	ЭЦН 6-160-1450	0,0154	0,0160	-	15
16.	ЭЦН 5-80-1200, ЭЦН 5А-160-1400, ЭЦН 6-250-1600	0,0166	0,0172	-	16
17.	ЭЦН 5-130-1400	0,0202	0,0210	-	17
18.	ЭЦН 5А-360-850	0,0129	0,0133	-	18
19.	ЭЦН 5А-500-800	0,0142	0,0147	-	19
20.	ЭЦН 5А-360-1100	0,0158	0,0163	-	20
21.	ЭЦН 5А-250-1400	0,0165	0,0171	-	21
22.	ЭЦН 5А-160-1750	0,0208	0,0216	-	22
23.	ЭЦН 6А-700-800	0,0114	0,0118	-	23
24.	ЭЦН 5А-360-1100	0,0144	0,0148	-	24
25.	ЭЦН 6-1000-900	0,0143	0,0147	-	25
26.	ЭЦН 6-700-1100	0,0154	0,0159	-	26
27.	ЭЦН 6-1400-800	0,0159	0,0164	-	27
Электроцентробежные насосы импортные
1.	Центробежные насосы фирмы "Байрон-Джексон"	-	0,0132	0,0005	28
2.	Центробежные насосы фирмы	-	0,0081	-	29
	"РЭДА"-350
	"РЭДА"-700	-	0,0070	-	30
3.	Газосепаратор ЭЦН фирмы
	"РЭДА"-700	-	0,0013	-	31
	"РЭДА"-350	-	0,0019	-	32
Погружные электродвигатели типа ПЭД
1.	ПЭД-20-103	0,0087	0,0203	0,0007	33
2.	ПЭД-28-103	0,0087	0,0203	0,0007	34
3.	ПЭД-32-103	0,0087	0,0208	0,0007	35
4.	ПЭД-40-103	0,0088	0,0211	0,0007	36
5.	ПЭД-45-103	0,0088	0,0219	0,0007	37
6.	ПЭД-45-117	0,0089	0,0232	0,0005	38
7.	ПЭД-63-117	0,0089	0,0237	0,0005	39
8.	ПЭД-65-117	0,0089	0,0269	0,0005	40
9.	ПЭДС-90-117	0,0088	0,0361	0,0011	41
10.	Погружные электродвигатели
	ПЭДП-500-375В5	0,0248	0,0433	0,0060	42
11.	ПЭДП-700-375В5	0,0328	0,0513	0,0060	43
12.	Погружные электродвигатели фирмы "Байрон-Джексон"	0,0154	0,0687	0,0010	44
13.	Электродвигатели фирмы "РЭДА"
	тип А	0,0032	0,0082	-	45
	тип Б	0,0033	0,0083	-	46
14.	Протектор фирмы "Байрон-Джексон"	-	0,0029	-	47
15.	Протектор фирмы "РЭДА"	-	0,0077	-	48
16.	Гидрозащита типа "Г"	-	0,0047	0,0009	49
17.	Трансформаторы типа ТМПН	-	0,0303	-	50
18.	Кабель (1000 м)	0,004	0,008	-	51
		а	б	в

Таблица 68

МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ ЭПУ НА СКВАЖИНЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 46.

Выполняемая работа		Единица измерения	Норматив численности на единицу измерения	Номер норматива
1		2	3	4
1.	Монтаж
а)	установок отечественного производства
	с гидрозащитой "ГД"	10 монтаж.	0,0255	1
	с гидрозащитой "К"	-"-	0,0250	2
б)	импортных установок
	"РЭДА"-350	-"-	0,0682	3
	"РЭДА"-700	-"-	0,0720	4
	"Байрон-Джексон"	-"-	0,0640	5
2.	Демонтаж
а)	установок отечественного производства
	с гидрозащитой "ГД"	10 демонтаж.	0,0152	6
	с гидрозащитой "К"	10 демонтаж.	0,0133	7
б)	импортных установок
	"РЭДА"-350	-"-	0,0372	8
	"РЭДА"-700	-"-	0,0402	9
	"Байрон-Джексон"	-"-	0,0362	10
3.	Погрузка-выгрузка установок в комплекте	10 работ	0,0063	11
4.	Транспортировка (сопровождение) по местности:
а)	резко пересеченной	10 км	0,0005	12
б)	пересеченной	-"-	0,004	13
в)	равнинной	-"-	0,0003	14

Таблица 69

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАЗЕМНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЛЕКТРОПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 47.

Выполняемая работа на одной скважине эксплуатационного фонда, оборудованной ЭПУ		Норматив численности на одну скважину	Номер норматива
1		2	3
1.	Запуски по заявкам	0,0047	1
2.	Проверка после запуска	0,0070	2
3.	Текущий ремонт станции управления	0,0041	3
4.	Запуск после ПРС	0,0021	4
5.	Замена наземного оборудования:
	замена станции управления	0,0008	5
	замена трансформатора	0,0003	6
	подготовка кабеля для обвязки СУ и трансформатора	0,0002	7
6.	Вывозка и обвязка оборудования	0,0009	8
7.	Наладка наземного оборудования	0,0036	9
	ИТОГО:	0,0237
	Переезды при обслуживании наземного электрооборудования	Коэффициент 1,3 к нормативам численности на обслуживание наземного электрооборудования

IX. Подземный (текущий) ремонт скважин (ПРС)

Таблица 70

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ПОДЗЕМНОМУ (ТЕКУЩЕМУ) РЕМОНТУ

Профессии рабочих	Численность бригады по подготовке скважин к ПРС	Номер норматива
	Операторы по подготовке скважин к подземному ремонту	4
Подсобные (транспортные) рабочие	1
ИТОГО:	5	1

Таблица 71

ПРИМЕРНОЕ СООТНОШЕНИЕ МЕЖДУ ЧИСЛОМ ОСНОВНЫХ И ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ БРИГАД В ПОДЗЕМНОМ (ТЕКУЩЕМ) РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Режим работы бригады по ремонту скважин	Коэффициент сменности основных бригад	Число подготовительных бригад на одну основную
В три смены
по скользящему графику	3,0	0,5
по графику с выходными днями	2,75	0,4
В две смены
по скользящему графику	2,0	0,24
по графику с выходными днями	1,75	0,22
В одну смену:
по скользящему графику	1,0	0,14
по графику с выходными днями	0,75	0,13

Таблица 72

ПОДЗЕМНЫЙ (ТЕКУЩИЙ) РЕМОНТ СКВАЖИН

Профессии рабочих	Численность бригады ПРС на одну смену	Номер норматива
Оператор по подземному ремонту скважин	2	1
Машинист подъемника	1	2

Примечания: 1. При работе с насосно-компрессорными трубами диаметром 114 мм численность бригады увеличивается на 1 чел. в смену.

2. Нормативная численность рабочих на подземный (текущий) ремонт скважин определяется по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Ч}_{\text{прс}}\text{х }t\text{х }n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Чпрс - численность бригады ПРС на одну смену;

t - нормативная продолжительность одного ремонта, час. (по видам ремонтов);

n - плановое количество ремонтов на год (по видам ремонтов);

Тф - время работы подъемника (агрегата) в год в условиях прерывного или непрерывного производства работ.

X. Капитальный ремонт скважин (КРС)

Таблица 73

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ

Профессии рабочих	Численность бригады по подготовке скважин к КРС	Номер норматива
	Операторы по подготовке скважин к капитальному ремонту	4
Подсобные (транспортные) рабочие	2
ИТОГО:	6	1

Таблица 74

ПРИМЕРНОЕ СООТНОШЕНИЕ МЕЖДУ ЧИСЛОМ ОСНОВНЫХ И ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ БРИГАД В КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Режим работы бригад по ремонту скважин	Коэффициент сменности основных бригад	Число подготовительных бригад на одну основную
1	2	3
В три смены
по скользящему графику	3,0	0,24
по графику с выходными днями	2,75	0,22
В две смены
по скользящему графику	2,0	0,18
по графику с выходными днями	1,75	0,17
В одну смену
по графику без выходных дней	1,0	0,11
по графику с выходными днями	0,75	0,09

Таблица 75

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Профессии рабочих	Численность бригады КРС на одну смену	Номер норматива
Бурильщик капитального ремонта скважин	1	1
Помощник бурильщика капитального ремонта скважин	2	2
Машинист подъемника	1	3

Примечания: 1. При работе с бурильными или насосно-компрессорными трубами диаметром 114 мм, а также при спуске и подъеме обсадной колонны численность бригады увеличивается на 1 чел. в смену.

2. Нормативная численность рабочих на капитальный ремонт скважин определяется по формуле, аналогичной приведенной в примечании к табл. 72.

Таблица 76

ПОДГОТОВКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ (СОЛЕНОЙ ВОДЫ)

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 48.

Выполняемая работа		Единица измерения	Норматив численности на единицу измерения	Номер норматива
1		2	3	4
1.	Приготовление технологической жидкости	100 м3	0,0062	1
2.	Замер удельного веса технологической жидкости ареометром	100 замеров	0,0062	2
3.	Перекачка готовой технологической жидкости	100 м3	0,0034	3
4.	Заправка автоцистерн	100 м3	0,0034	4
5.	Очистка отстойника	1 очистка	0,0004	5

XI. Обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации и телемеханизации

Таблица 77

УКРУПНЕННЫЕ НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ И СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА СКВАЖИНАХ, ГРУППОВЫХ УСТАНОВКАХ, ОБЪЕКТАХ ПОДГОТОВКИ, ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ, ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ПАРОВОДОСНАБЖЕНИЯ, ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО ГАЗА

Наименование и тип объектов		Норматив численности на 1 объект (см. табл. 78)	Номер норматива
1		2	3
1.	Скважина эксплуатационная:
	манометр технической ОБМ	0,0003	1
	автоматическая депарафинизационная установка (без двигателя)	0,0016	2
	манометр электроконтактный ВЭ-16РБ	0,0016	3
	инерционный магнитный выключатель ИМВ-1М	0,0042	4
	станция управления СУС	0,0217	5
	станция управления БУС-3М	0,0277	6
2.	Групповая замерная установка автоматизированная "Спутник":
	со счетчиком газа "Агат"	0,1076	7
	без счетчика газа "Агат"	0,0664	8
3.	Групповая замерная установка телемеханизированная "Спутник":
	со счетчиком газа "Агат"	0,1328	9
	без счетчика газа "Агат"	0,0916	10
4.	Блочная индивидуальная установка "БИУС"	0,0794	11
5.	Дожимная насосная станция (ДНС)	0,1311	12
6.	Насос-дозатор с блоком защиты	0,0076	13
7.	Блок реагента БР-2,5	0,0604	14
8.	Узлы оперативного учета жидкости:
	оборудованные расходомерами НОРД и Турбоквант	0,0430	15
	оборудованные КОР-МАС	0,2506	16
	оборудованные расходомерами системы А.О. Смит	0,2120	17
9.	Кустовая насосная станция (КНС, БКНС)
9.1.	Общестанционное оборудование	0,0598	18
9.2.	Средства учета воды по разводящим водоводам:
	оборудованные комплектом КСД-ДМ	0,0273	19
	оборудованные ДСС-710, ДСС-712	0,0105	20
9.3.	Средства КИПиА насосного агрегата ЦНС	0,1262	21
10.	УЭЦП с блоком напорной гребенки	0,1797	22
11.	Водораспределительная гребенка ППД автоматизированная	0,0264	23
	телемеханизированная	0,0704	24
12.	Установка предварительного сброса воды УПС-2000	0,0393	25
13.	Сепарационная установка (на 1 емкость)	0,0403	26
14.	Установка подготовки нефти производительностью 3,5 млн. т в год (ГДР)	6,2795	27
15.	Резервуарный парк
15.1.	С полевой системой дистанционного измерения уровня в резервуарах КОР-ВОЛ	0,0551	28
15.2.	С дистанционным управлением и операторной ТП	1,3816	29
15.3.	Оборудованный уровнемерами УДУ-5, 10	0,0419	30
16.	Насосная нефтяная (безнасосная)	0,0959	31
17.	Блок теплообменников	0,1302	32
18.	Блок обессоливания нефти	0,5897	33
19.	Блок обезвоживания	0,2085	34
20.	Электродегидратор	0,0878	35
21.	Печи для подогрева нефти (на один блок)	0,2048	36
22.	Блок стабилизации нефти	0,1674	37
23.	Установка по дополнительному отбору ШФЛУ	0,1532	38
24.	Циркуляционная водонасосная	0,1201	39
25.	Бензосклад (на 1 емкость)	0,037	40
26.	Блок реагентного хозяйства	0,0785	41
27.	Очистные сооружения	0,9412	42
28.	Компрессорная воздушная (на 2 компрессора)	0,1726	43
29.	Компрессорная станция (импортная часть). Приборы КИПиА линии К-100, К-200, К-300	7,9336	44
30.	Газораспределительный пункт (ГРП)	0,0871	45
31.	Котельная
31.1.	Общие средства КИПиА, установленные в котельной	0,1057	46
31.2.	Средства КИПиА, установленные в котле ДКВР-4-16	0,0976	47
32.	Приборы КИПиА, установленные в котельной с двумя водогрейными котлами (финская)	0,3942	48
33.	Установка осушки газа (производство ГДР)	0,3573	49
34.	Общие средства КИПиА, установленные на одном газовом компрессоре УПК (производство ГДР)	0,0520	50
35.	Общие средства КИПиА, установленные на одном компрессоре воздуха	0,0606	51
36.	Общие средства КИПиА, установленные на узле учета при ГПЗ	0,3670	52
37.	Групповая установка "Сателлит"
37.1.	Блок замерного сепаратора	0,2577	53
37.2.	Здание группового сепаратора	0,1963	54
37.3.	Здание КИП	0,2244	55
37.4.	Оборудование ДП	0,8280	56
38.	Блочная деэмульсионная установка УДО-3М	0,0368	57
39.	Средства сбора и обработки информации
39.1.	Устройство телемеханики ТМ-600М	0,8481	58
39.2.	Устройство телемеханики ТМ-620	0,8481	59
39.3.	Устройство телемеханики ТМ-620-01	0,08481	60
39.4.	Устройство телемеханики ТМ-300	0,9783	61
39.5.	Система КТС ЛИУС	0,3728	62
39.6.	Система "Учет-2"	0,3022	63
40.	Средства КИПиА, установленные на компрессорной станции с агрегатами 8ГК, 10ГК, КС-550
40.1.	Общие средства КИПиА, установленные на компрессорной станции	0,1088	64
40.2.	Средства КИПиА, установленные на 1 компрессорном агрегате 8ГК	0,0275	65
41.	Средства КИПиА, установленные на компрессорной станции с агрегатами ГТК-7/5, ОВГ-3М, ОВГ-4/5
41.1.	Общие средства КИПиА, установленные на компрессорной станции	0,4143	66
41.2.	Местный щит автоматики компрессоров ГТК-7/5, ОВГ-3М, ОВГ-4/5	0,0154	67
41.3.	Щит управления компрессором ГТК-7/5	0,0817	68
42.	Средства КИПиА, установленные на компрессорной станции с компрессорными агрегатами 7ВКГ
42.1.	Общие средства КИПиА, установленные на компрессорной станции	0,1679	69
42.2.	Местный щит автоматики компрессора 7ВКГ	0,0172	70
42.3.	Щит управления компрессором 7ВКГ	0,0341	71
43.	Средства КИПиА, установленные на установке по очистке газа моноэтаноламидами	0,4095	72

Таблица 78

ЭЛЕМЕНТНЫЕ НОРМАТИВЫ ЧИСЛЕННОСТИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СРЕДСТВ И СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА СКВАЖИНАХ, ГРУППОВЫХ УСТАНОВКАХ, ОБЪЕКТАХ ПОДГОТОВКИ, ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ, ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ПАРОВОДОСНАБЖЕНИЯ, ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО СБОРА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО ГАЗА

Основные показатели планового ремонта приводятся в приложении 49, 50.

Наименование и тип (марка оборудования)			Количество	Норматив численности		Номер норматива
				на единицу	на весь объем
1			2	3	4	5
1.	Скважина эксплуатационная
	Манометр технический ОБМ		1	0,0003	0,0003	1
	Автоматическая депарафинизационная установка (без двигателя)		1	0,0016	0,0016	2
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016	3
	Инерционный магнитный выключатель ИМВ-1М		1	0,0042	0,0042	4
	Станция управления:	СУС	1	0,0217	0,0217	5
		БУС-3М	1	0,0277	0,0277	6
2.	ГЗУ "Спутник" автоматизированная
	Манометр электроконтактный во взрывобезопасном корпусе ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016	-
	Устройство замера дебита скважин "Импульс"
	регулятор перепада давления (газовая заслонка) РПД		1	0,0014	0,0014	-
	регулятор уровня (поплавок с противовесом)		1	0,0031	0,0031	-
	счетчик нефти ТОР-1-50		1	0,0080	0,0080	-
	регулятор расхода РР		1	0,0041	0,0041	-
	Переключатель скважин с электроприводом ПСМ		1	0,0173	0,0173	-
	Счетчик газа турбинный "Агат"		1	0,0412	0,0412	-
	Блок автоматики БУИ-14		1	0,0198	0,0198	-
	Блок питания БП		1	0,0016	0,0016	-
	Вторичный прибор "Агат"		1	0,0095	0,0095	-
	Итого (со счетчиком газа "Агат")				0,1076	7
	Итого (без счетчика газа "Агат")				0,0664	8
3.	ГЗУ "Спутник" телемеханизированная
	Манометр электроконтактный во взрывобезопасном корпусе ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016	-
	Устройство замера дебита скважин "Импульс"
	регулятор перепада давления (газовая заслонка)		1	0,0,0014	0,0014	-
	регулятор уровня (поплавок с противовесом)		1	0,0031	0,0031	-
	счетчик нефти ТОР-1-50		1	0,0080	0,0080	-
	регулятор расхода РР		1	0,0041	0,0041	-
	Переключатель скважин с электроприводом ПСМ		1	0,0173	0,0173	-
	Блок автоматики БУИ-14		1	0,0198	0,0198	-
	Блок питания БП		1	0,0016	0,0016	-
	Счетчик газа турбинный "Агат"		1	0,0412	0,0412	-
	Вторичный прибор "Агат"		1	0,0095	0,0095	-
	Аппаратура КП устройства телемеханики ТМ-620, КП-1		1	0,0252	0,0252	-
	Итого (со счетчиком газа "Агат")				0,1328	9
	Итого (без счетчика газа "Агат")				0,0916	10
4.	Блочная индивидуальная установка "БИУС"
	Манометр технический ОБМ		2	0,0003	0,0006	-
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016	-
	Блок управления		1	0,0195	0,0195	-
	Устройство замера дебита; "Импульс"
	газовая заслонка		1	0,0014	0,0014	-
	регулятор уровня (поплавок с противовесом)		1	0,0031	0,0031	-
	счетчик нефти ТОР-1-50		1	0,0080	0,0080	-
	регулятор расхода РР		1	0,0041	0,0041	-
	Аппаратура КП устройства телемеханики ТМ-620-КП		1	0,0252	0,0252	-
	Итого				0,0635	-
	Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы и переходы между объектами)				0,0159	-
	Всего				0,0794	11
5.	Дожимная насосная станция (ДНС)
	Блок местной автоматики на 3 агрегата БМА		1	0,0125	0,0125	-
	Манометр технический ОБМ		6	0,0003	0,0018	-
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		6	0,0016	0,0096	-
	Датчик уровня АО-6, РУПШ ДУЖ-1М		2	0,0028	0,0056	-
	Блок автоматики БА-2		2	0,0145	0,0290	-
	Аппаратура контроля температуры		1	0,0098	0,0098	-
	Датчик температуры		6	0,0002	0,0012	-
	Сигнализаторы уровня (контроль утечки сальников)		3	0,0034	0,0102	-
	Аппаратура КП устройства телемеханики ТМ-620 (ТМ-600) КП		1	0,0252	0,0252	-
	Итого				0,1049	-
	Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы и переходы между объектами)				0,0262	-
	Всего				0,1311	12
6.	Насос-дозатор с блоком защиты
	Блок защиты и управления электродвигателя НДУ		1	0,0044	0,0044	-
	Электродвигатель ЦДУ Р = 1,1 кВт		1	0,0017	0,0017	-
	Итого				0,0061	-
	Кроме того, 25% на текущую эксплуатацию, обслуживание кабельных линий, на переходы между объектами				0,0015	-
	Всего				0,0076	13
7.	Блок реагента БР-2,5
	Щит контроля и управления		1	0,0138	0,0138	-
	Датчик предельного уровня ДПУ-1		1	0,0028	0,0028	-
	Дифманометр ДМ-3583		1	0,0036	0,0036	-
	Мосты электронные ВФС, КСМ-1		2	0,0130	0,0260	-
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016	-
	Манометр технический ОБМ		1	0,0003	0,0003	-
	Термометр сопротивления ТСМ-1		1	0,0002	0,0002	-
	Итого				0,0483	-
	Кроме того, 25% на текущую эксплуатацию, на прочие работы, на обслуживание освещения, переходы между объектами				0,0121	-
	Всего				0,0604	14
8.	Узлы оперативного учета жидкости
8.1.	Оборудованные расходомерами НОРД и Турбоквант
	Преобразователь расхода турбинный НОРД		1	0,0070	0,0070	-
	Датчик магнитоиндукционный		1	0,0016	0,0016	-
	Вторичный прибор НОРД		1	0,0212	0,0212	-
	Манометр технический		3	0,0003	0,0009	-
	Итого				0,0307	-
	Кроме того, 40% на периодические тарировки счетчиков, на обслуживание кабельных линий и переходы между объектами				0,0123	-
	Всего				0,0430	15
8.2.	Оборудованные КОР-МАС
	Операционный шкаф N 1, N 2		1	0,0607	0,0809	-
	Цифропечатающее устройство Солартрон		1	0,0135	0,0135	-
	Узел качества:
	блок пробоотборника АМ-100		1	0,0128	0,0128
	плотномер Денситон		1	0,0088	0,0088
	влагомер Аквинол		1	0,0106	0,0106
	Циркулярный насос с электродвигателем		1	0,0019	0,0053
			1	0,0034
	Отопление-электропечь сопротивления		2	0,0063	0,0126
	Преобразователь расхода турбинный Турбоквант		3	0,0083	0,0249
	Датчик давления		3	0,0016	0,0048
	Магнитоиндукционный датчик		3	0,0016	0,0048
	Итого				0,1790
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы, обслуживание коммутационной аппаратуры) и переходы между объектами				0,0716
	Всего				0,2506	16
8.3.	Оборудованные расходомерами системы А.О. Смит
	Преобразователь расхода турбинный		3	0,0075	0,0225
	Узел качества:
	плотномер Денситон		1	0,0089	0,0089
	влагомер Аквинол		1	0,0106	0,0106
	Вторичный прибор СМИТ		3	0,0303	0,0909
	Датчик магнитоиндукционный		3	0,0016	0,0048
	Блок пробоотборника АМ-100		1	0,0128	0,0128
	Манометр технический ОБМ		3	0,0003	0,0009
	Итого:				0,1514
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы) и переходы между объектами				0,0606
	Всего:				0,2120	17
9.	Кустовая насосная станция (КНС, БКНС)
9.1.	Общестанционное оборудование
	Аппаратура КП устройства телемеханики ТМ-620-01		1	0,0252	0,0327
	Блок силовой		1	0,0061	0,0079
	Сигнализатор уровня (затопление)		1	0,0006	0,0008
	Датчик уровня воды в дренажной емкости ДУЖ-1М		1	0,0029	0,0036
	Блок управления дренажным насосом		1	0,0061	0,0079
	Щит расхода для приборов учета воды		1	0,0053	0,0069
	Итого:				0,0598	18
9.2.	Средства учета воды по разводящим водоводам
9.2.1.	Оборудованные комплектом КСД-ДМ
	Сужающее устройство ДКН		1	0,0008	0,0010
	Вентили игольчатые высокого давления		2	0,0002	0,0005
	Дифманометр ДМ		1	0,0036	0,0047
	Вторичный прибор КСД		1	0,0162	0,0211
	Итого:				0,0273	19
9.2.2.	Оборудованные ДСС-710, ДСС-712
	Сужающее устройство ДКН		1	0,0008	0,0010
	Вентили игольчатые высокого давления		2	0,0002	0,0005
	Дифманометр ДСС-710, ДСС-712		1	0,0070	0,0090
	Итого:				0,0105	20
Примечание. Гр. 4 подсчитана с учетом К = 1,30 на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы) и переходы между объектами.
9.3.	Средства автоматизации и КИП насосного агрегата ЦНС
	Блок автоматики насосного агрегата ЦНС		1	0,0417	0,0417
	Блок местного управления		1	0,0195	0,0195
	Блок температурной защиты КТТ-1		1	0,0098	0,0098
	Термометры сопротивления ТСМ		4	0,0002	0,0008
	Датчик утечки сальников		2	0,0055	0,0110
	Датчик уровня масла в маслобаке		1	0,0028	0,0028
	Манометр технический ОБМ		2	0,0003	0,0006
	Манометр электроконтактный ЭКМ-IV		3	0,0013	0,0039
	Датчик давления ДДК-6М		1	0,0070	0,0070
	Итого:				0,0971
	Кроме того, 30% на ликвидацию порывов импульсных линий, обслуживание концевых выключателей, электрозадвижек, концевых кабелей, на реконструктивные и организационные работы, на переходы между объектами				0,0291
	Всего на 1 агрегат				0,1262	21
10.	УЭЦП с блоком напорной гребенки
	Сужающее устройство		5	0,0008	0,0040
	Дифманометры ДМ-3583		5	0,0036	0,0180
	Вторичные приборы КСД		5	0,0162	0,0810
	Электроконтактный манометр ЭКМ-IV		2	0,0013	0,0026
	Аппаратура КП устройства телемеханики ТМ-620 КП (ТМ-600)		1	0,0252	0,0252
	Вентили игольчатые высокого давления		1	0,0021	0,0021
	Щит расхода для приборов учета воды		1	0,0053	0,0053
	Итого:				0,1382
	Кроме того, 30% на ликвидацию порывов импульсных линий, на проверку кабельных линий, на переходы между объектами				0,0415
	Всего:				0,1797	22
11.	Водораспределительная гребенка ППД
	Автоматизированная
	устьевой расходомер нагнетательной скважины (счетчик воды электромагнитный ПРЭМ ПИМ) СВЭМ		4	0,0066	0,0264	23
	Телемеханизированная
	устьевой расходомер нагнетательной скважины (счетчик воды электромагнитный) СВЭМ		4	0,0066	0,0264
	стойка "Электрон-2М" в комплекте с БУ		1	0,0188	0,0188
	аппаратура КП устройства телемеханики ТМ-600		1	0,0252	0,0252
	Итого:				0,0704	24
12.	Установка предварительного сброса воды УПС-2000
	Технический манометр ОБМ		2	0,0003	0,0006
	Манометры электроконтактные ВЭ-16РБ		2	0,0016	0,0032
	Датчик уровня ДПУ-1М		1	0,0028	0,0028
	Регулятор уровня РУМ		1	0,0031	0,0031
	Блок автоматики БА-2		1	0,0145	0,0145
	Клапан с электроприводом УЭРВ		2	0,0036	0,0072
	Итого:				0,0314
	Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы) и переходы между объектами				0,0079
	Всего:				0,0393	25
13.	Сепарационная установка (на 1 емкость)
	Сигнализатор уровня ДПУ-1М		1	0,0028	0,0028
	Блок автоматики БА-2		1	0,0145	0,0145
	Уровнемер буйковый УП-П		1	0,0019	0,0019
	Регулирующий блок ПР-3,21		1	0,0024	0,0024
	Вторичный прибор ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	Клапан регулирующий КР		1	0,0014	0,0014
	Редуктор давления с фильтром РДФ-3		2	0,0008	0,0016
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016
	Манометр самопишущий МТС-712		1	0,0011	0,0011
	Итого:				0,0322
	Кроме того, 25% прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы) и переходы между объектами				0,0081
	Всего:				0,0403	26
14.	Установка подготовки нефти производительностью 3,5 млн. т в год (ГДР)
14.1.	Приборы системы АУС и "Старт"
	Приборы вторичные пневматические:
	ПВ-3,2		12	0,0031	0,0372
	ПВ10.1Э		15	0,0049	0,0735
	ПВ-1,3		22	0,0049	0,1078
	ПВ4-27		2	0,0026	0,0052
	Регуляторы пневматические:
	РПЗ-21,22		32	0,0036	0,1152
	ПР-1,5		3	0,0016	0,0048
14.2.	Мосты самопишущие одноточечные без дополнительных устройств КСМ2-002		46	0,0063	0,2898
14.3.	Потенциометры самопишущие без дополнительных устройств КСП2-004		18	0,0063	0,1134
14.4.	Преобразователи:
	Электропневмопреобразователи ЛТ-ТС-68		9	0,0042	0,0378
	Преобразователи ПЭ-53М		4	0,0042	0,0168
	Преобразователи температуры ПТ-ТП-62		9	0,0042	0,0378
14.5.	Лагометры пирометрические Л-64		10	0,0049	0,0490
14.6.	Термометры сопротивления и термопары
	Термометры сопротивления ТСМ		20	0,0002	0,0040
	Термопары, работающие в нормальных условиях ТХК-УХУ		8	0,0001	0,0008
	Гильзы для термометров и термоэлементов ДВ-2Р-227		23	0,0002	0,0046
14.7.	Дифманометры:
	Мембранные с пневматической передачей ДМПК-100		9	0,0032	0,0288
	Кольцевые с электрической передачей ДКЭ-ВТО		11	0,0048	0,0528
	Сильфонные показывающие с сигнальным устройством и с интегратором ДСП-778В		5	0,0084	0,0420
14.8.	Ротаметры РС		5	0,0004	0,0020
14.9.	Расходомеры
	Суммирующий прибор КРЗ-1111		12	0,0050	0,0600
	Турбинный преобразователь ДУ-250		6	0,0057	0,0342
	Вторичный прибор Кор Мас-I		65	0,0607	3,9455
14.10.	Приборы для измерения уровня жидкости
	Уровнемеры УБ-1-II		13	0,0019	0,0247
	Датчики уровня жидкости ДУ ЖЭ-200		7	0,0020	0,0140
14.11.	Сигнализаторы
	Сигнализаторы уровня СУЖ-1		13	0,0082	0,1066
	Сигнализаторы уровня ЭРСУ-2		2	0,0029	0,0058
14.12.	Манометры
	Электроконтактные двухпозиционные ЭКМ-160-1		65	0,0013	0,0845
	Электроконтактные во взрывонепроницаемом корпусе ВЭ-16РБ		35	0,0016	0,0560
	Контрольные однострелочные для точных измерений МТИ-1211		94	0,0005	0,0470
	Сильфонные с пневматическим выходным сигналом МС-112		6	0,0027	0,0162
	Общего назначения МТ-60		50	0,0002	0,0100
14.13.	Датчики
	Магнитоиндукционные		6	0,0016	0,0096
	Датчик реленапора ДН		2	0,0019	0,0038
14.14.	Диафрагмы камерные от 100 до 200 мм		19	0,0008	0,0152
14.15.	Напоромеры сильфонные НСП-1		3	0,0018	0,0054
14.16.	Регуляторы прямого действия РДУК-150		2	0,0014	0,0028
14.17.	Редукторы давления с фильтром РДФ-3		50	0,0008	0,0400
14.18.	Хроматографы
	Командный электропневматический прибор КЭП-12У		2	0,0039	0,0078
14.19.	Сигнализатор горючих паров нефти и нефтепродуктов СГГ-4		2	0,0195	0,0390
14.20.	Исполнительные механизмы
	Клапаны с условным диаметром свыше 200 мм 25С32НЖ		9	0,0021	0,0189
	Отсекатели газа ОС-2		10	0,0037	0,0370
14.21.	Позиционеры ПР-10		9	0,0007	0,0063
14.22.	Задвижки электроприводные ЭПЗ		15	0,0010	0,0150
14.23.	Система автоматики и отдельные элементы
	Автомат контроля пламени Пламя		8	0,0024	0,0192
	Кнопки четырехполюсные		40	0,0023	0,0920
	Выключатели конечные		15	0,0023	0,0345
	Реле сигнализации РНС-3М		300	0,0008	0,2400
	Реле времени		60	0,0008	0,0480
	Реле температурные диламетрические ТУДЭ		15	0,0032	0,0480
	Реле герметичные		150	0,0005	0,0750
	Реле промежуточное Шрайк		150	0,0005	0,0750
14.24.	Щитовые приборы Вольтметры М206		8	0,0024	0,0192
	Итого:				6,2795	27
15.	Резервуарный парк
15.1.	С полевой системой дистанционного измерения уровня в резервуарах (уровнемер жидкости с механическим цифровым индикатором и кодовым датчиком системы КОР-ВОЛ)		1	0,0230	0,0287
	Электрический датчик температуры Минитак		1	0,0099	0,0124
	Цифровой селектор места измерения (КОР-ВОЛ)		1	0,0086	0,0108
	Распределитель аналоговой цепи измерения (КОР-ВОЛ)		1	0,0013	0,0016
	Распределительная коробка		1	0,0013	0,0016
	Итого:				0,0551	28
15.2.	С дистанционным управлением из операторной ТП
	Щит диспетчера		1	0,0591	0,0739
	Центральный вызывной индикатор ЦВИ		1	0,0086	0,0107
	Перфоратор		1	0,0195	0,0244
	Электроуправляемая пишущая машинка Целлатрон		1	0,0135	0,0170
	Распределитель аналоговой цепи измерения		1	0,0013	0,0016
	Блок обслуживания		1	0,0016	0,0021
	Линейный усилитель		1	0,0086	0,0108
	Микропроцессорная электроника сбора данных со встроенным консольным пультом оператора		1	0,6970	0,8712
	Видиомонитор		1	0,0135	0,0170
	Матричное печатающее устройство		1	0,0035	0,0044
	Пульт сбора данных типа А		1	0,2788	0,3485
	Итого:				1,3816	29
15.3.	Оборудованный уровнемерами
	Уровнемер жидкости УДУ-5		1	0,0095	0,0119
	Уровнемер жидкости УДУ-10		1	0,0067	0,0084
	Пульт контроля сигнализации ПКС-2		1	0,0172	0,0216
	Итого:				0,0419	30
Примечание. Гр. 4 подсчитана с учетом К = 1,25 на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы, обслуживание кабелей) и переходы между объектами.
16.	Насосная нефтяная (бензонасосная)
	Блок местной автоматики насосов		1	0,0085	0,0085
	Аппаратура контроля температуры АКТ-1		3	0,0098	0,0294
	Термометры сопротивления		12	0,0006	0,0072
	Электроконтактные манометры ВЭ-16РБ		6	0,0015	0,0090
	Сигнализатор падения давления воздуха в системе обдува эл. двигателя СПДМ-100		3	0,0020	0,0060
	Сигнализатор взрывоопасной концентрации СВК-3М		1	0,0091	0,0091
	Блок пожарной сигнализации ПИО-068		1 к-т	0,0049	0,0049
	Датчик пожарной сигнализации ДЦС-038			0,0026	0,0026
	Итого:				0,0767
	Кроме того, 25% на текущую эксплуатацию, на проверку и настройку концевых выключателей, контрольных кабелей				0,0192
	Всего:				0,0959	31
17.	Блок теплообменников
	Система регулирования давления
	МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Система измерения расхода ДКН		2	0,0006	0,0012
	ДМПК-100		2	0,0032	0,0064
	ПВ10.1Э		2	0,0049	0,0098
	Термометры ТСА		6	0,0061	0,0366
	Электроконтактные манометры ВЭ-16РБ		2	0,0016	0,0032
	Электронный мост ЭМП-109		1	0,0174	0,0174
	Редуктор давления с фильтром РДФ-3		6	0,0008	0,0048
	Итого:				0,0930
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0372
	Всего:				0,1302	32
18.	Блок обессоливания нефти
	Система регулирования давления МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Система измерения давления МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	Система регулирования расхода
	ДКН		1	0,0006	0,0006
	ДМПК-100		1	0,0032	0,0032
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Регулятор межфазного уровня с датчиком и исполнительным механизмом РУМФ		2	0,0175	0,0350
	Поточный влагомер "Фотон-П2"		1	0,2922	0,2922
	Поточный солемер "ИОН-П2"		1	0,0508	0,0508
	Редуктор давления с фильтром РДФ-3		8	0,0008	0,0064
	Манометр технический ОБМ		3	0,0003	0,0009
	Итого:				0,4212
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,1685
	Всего:				0,5897	33
19.	Блок обезвоживания
	Система дистанционного измерения давления
	МС-П2		2	0,0027	0,0054
	ПВ10.1Э		2	0,0049	0,0098
	Система дистанционного измерения расхода
	ДКН		1	0,0006	0,0006
	ДМПК-100		1	0,0032	0,0032
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	Регулятор межфазного уровня с датчиками и регулирующими клапанами РУМФ		4	0,0174	0,0700
	Датчики температуры ТХК		2	0,0001	0,0002
	Электроконтактные манометры ВЭ-16РБ		3	0,0016	0,0048
	Влагомер поточный УНВ-2МС или ЦВН-2С		2	0,0207	0,0414
	Редуктор давления с фильтром РДФ-3		10	0,0008	0,0080
	Манометр технический ОБМ		2	0,0003	0,0006
	Итого:				0,1489
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0596
	Всего:				0,2085	34
20.	Электродегидратор
	Система измерения и регулирования уровня
	УБ-II		1	0,0019	0,0019
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Система регулирования давления
	МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Система дистанционного измерения расхода
	ДКН		1	0,0006	0,0006
	ДМПК-100		1	0,0032	0,0032
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Сигнализатор уровня ПРЦ		1	0,0082	0,0082
	Манометры электроконтактные ВЭ-16РБ		4	0,0016	0,0064
	Регулятор давления с фильтром РДФ-3		8	0,0008	0,0064
	Манометр технический ОБМ		2	0,0003	0,0006
	Итого:				0,0627
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные, организационные работы) переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0251
	Всего:				0,0878	35
21.	Печи для подогрева нефти (на один блок)
	Блок контроля и защиты		1	0,0024	0,0024
	Система дистанционного измерения давления
	МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	Система дистанционного измерения расхода
	ДКН		7	0,006	0,0042
	ДМПК-100		7	0,0032	0,0224
	ПВ10.1Э		7	0,0049	0,0343
	Манометры электроконтактные ЭКМ-I		7	0,0013	0,0091
	Электронный потенциометр КСП-4		2	0,0184	0,0368
	Термометры ТХК		5	0,0001	0,0014
	Клапан соленоидный КСП-4		2	0,0021	0,0042
	Клапан регулирующий ПРК		2	0,0014	0,0028
	Отсекатель коллекторов ОКГ-6		2	0,0025	0,0050
	Блок контроля пламени "Сигнал"		1	0,0024	0,0024
	Регулятор давления с фильтром РДФ-3		16	0,0008	0,0128
	Манометр технический ОБМ		3	0,0003	0,0009
	Итого:				0,1463
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0585
	Всего:				0,2048	36
22.	Блок стабилизации нефти
	Система регулирования температуры верха колонны
	ТХК		1	0,0001	0,0001
	ПТ-ТП-68		1	0,0129	0,0129
	ЭПП		1	0,0039	0,0039
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Система регулирования давления
	МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПРЗ-31		1	0,0036	0,0036
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Система регулирования уровня УБ-II		4	0,0019	0,0076
	ПВ10.1Э		4	0,0049	0,0196
	ПРЗ-31		4	0,0036	0,0144
	ИМ		4	0,0024	0,0096
	Система измерения расхода
	ДКН		1	0,0006	0,0006
	ДМПК-100		1	0,0032	0,0032
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	Электроконтактные манометры ЭКМ-I		5	0,0013	0,0065
	Регулятор давления с фильтром РДФ-3		14	0,0008	0,0112
	Манометр технический ОБМ		2	0,0003	0,0006
	Итого:				0,1196
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0478
	Всего:				0,1674	37
23.	Установка по дополнительному отбору ШФЛУ
	Манометры сильфонные с пневмовыходом МС-П2		2	0,0027	0,0054
	Вторичные приборы пневматические		4	0,0049	0,0196
	Регуляторы уровня с пневматическим выходом РУПШ, УБ-II		2	0,0019	0,0038
	Регулятор пневматический ПРЗ-31		4	0,0036	0,0149
	Датчики уровня МЭСУ-1К		2	0,0013	0,0026
	Регулирующие клапана 25С48НТ		5	0,0018	0,0090
	Электронный мост ЭМП-209		1	0,0174	0,0174
	Термометры сопротивления ТСП		4	0,0062	0,0248
	Регулятор давления с фильтром РДФ-3		13	0,0008	0,0104
	Манометр технический ОБМ		5	0,0003	0,0015
	Итого:				0,1094
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0438
	Всего:				0,1532	38
24.	Циркуляционная водонасосная
	Система регулирования уровня РУБ-1		1	0,0019	0,0019
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ИМ		1	0,0024	0,0024
	Манометр электроконтактный ЭКМ-IV		10	0,0013	0,0130
	Блок местной автоматики БМА		1	0,0125	0,0125
	Датчик температуры подшипников ТСМ		6	0,0003	0,0018
	Блок температурной защиты АКТТ-I		3	0,0098	0,0294
	Электрозадвижки с электроприводом		5	0,0012	0,0060
	Релейные шкафы управления насосами, задвижками, вентиляторами		3	0,0061	0,0183
	Редуктор давления с фильтром РДФ-3		2	0,0008	0,0016
	Манометр технический ОБМ		2	0,0003	0,0006
	Итого:				0,0924
	Кроме того, 30% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами, обслуживание пневмолиний, контрольных кабелей				0,0277
	Всего:				0,1201	39
25.	Бензосклад (на 1 емкость)
	Система измерения уровня РУБ-1		1	0,0019	0,0019
	ПВ1.3		1	0,0049	0,0049
	Датчик уровня		1	0,0028	0,0028
	Блок автоматики		1	0,0133	0,0133
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016
	Редуктор давления с фильтром РДФ-3		2	0,0008	0,0016
	Манометр технический ОБМ		1	0,0003	0,0003
	Итого:				0,0264
	Кроме того, 40% на прочие работы (текущая эксплуатация, частичная проверка, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами, обслуживание контрольных кабелей				0,0106
	Всего:				0,0370	40
26.	Блок реагентного хозяйства
	Щит контроля и управления		1	0,0053	0,0053
	Указатель уровня УДУ-5М		2	0,0095	0,0190
	Дифманометр ДМ3538		1	0,0036	0,0036
	Мост электронный КСМ-1		2	0,0130	0,0260
	Термометр сопротивления ТСМ-1		1	0,0003	0,0003
	Манометр технический ОБМ		1	0,0003	0,0003
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016
	Итого:				0,0561
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, обслуживание контрольных кабелей, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами				0,0224
	Всего:				0,0785	41
27.	Очистные сооружения
	Приборы расхода:
	ДКН		1	0,0006	0,0006
	ДМ-3583		1	0,0036	0,0036
	КСД-2-054		1	0,0041	0,0041
	Уровнемер УДУ-5М		1	0,0095	0,0095
	Датчики предельного уровня ДПУ-1М		1	0,0028	0,0028
	Прибор контроля качества воды "АКСВ" или "Ойлтест"		2	0,3249	0,6498
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		1	0,0016	0,0016
	Манометр технический ОБМ		1	0,0003	0,0003
	Итого:				0,6723
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы) и переходы между объектами				0,2689
	Всего:				0,9412	42
28.	Компрессорная воздушная (на 2 компрессора)
	Блок местной автоматики БМА		2	0,0125	0,0250
	Блок силовой СБ		1	0,0061	0,0061
	Регулятор давления РД-16		1	0,0012	0,0012
	Командный эл. пневматический прибор КЭП-1ГУ		1	0,0057	0,0057
	Манометр эл. контактный ЭКМ-IV		3	0,0013	0,0039
	Термометр эл. контактный ЭКТ-1		3	0,0050	0,0150
	Термометр монометрический ТСМ-200		3	0,0093	0,0279
	Дифманометр ДМ-3574		1	0,0036	0,0036
	Сужающее устройство ДКН		1	0,0006	0,0006
	Вторичный прибор КСД-2-054		1	0,0041	0,0041
	Клапан регулирующий КР		2	0,0014	0,0028
	Установка осушки воздуха ОУВ-10		1	0,0422	0,0422
	Итого:				0,1381
	Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы), переходы между объектами, обслуживание контрольных кабелей				0,0345
	Всего:				0,1726	43
29.	Компрессорная станция (импортная часть)
	Приборы КИПиА линии К-100, К-200, К-300
	Дроссельная заслонка		6	0,0055	0,0330
	Антипомпажный вентиль (регулятор производительности)		3	0,0055	0,0165
	Отсекающий клапан		50	0,0119	0,5950
	Электровентиль		50	0,0119	0,5950
	Сужающее устройство		5	0,0008	0,0040
	Датчик расхода		5	0,0037	0,0185
	Контактор давления		21	0,0036	0,0756
	Технический манометр		21	0,0002	0,0042
	Датчик давления РТ		36	0,0060	0,2160
	Регулятор уровня		3	0,0038	0,0114
	Указатель уровня жидкости		4	0,0061	0,0244
	Датчик предельного уровня		30	0,0055	0,1650
	Термометр манометрический		13	0,0009	0,0117
	Зонд с сопротивлением		9	0,0003	0,0027
	Регулятор температуры		9	0,0027	0,0243
	Контактор температуры		20	0,0009	0,0180
	Анализатор		1	0,0110	0,0110
	Датчик вибрации		36	0,0086	0,3096
	Усилитель вибрации		36	0,0086	0,3096
	Датчик осевого сдвига		9	0,0086	0,0774
	Усилитель осевого сдвига		9	0,0086	0,0774
	Термопара		36	0,0001	0,0036
	Итого:				2,6039
	Приборы системы "Факел"
	Регулировочный клапан		6	0,0018	0,0108
	Электровентиль		6	0,0119	0,0714
	Технический манометр		6	0,0002	0,0012
	Контактор давления		20	0,0007	0,0140
	Термопара		3	0,0001	0,0003
	Регулятор температуры		3	0,0027	0,0081
	Щит автоматики		1	0,0119	0,0119
	Сигнальная арматура		20	0,0022	0,0440
	Итого:				0,1617
	Приборы КИПиА - сеть конденсаторов
	Датчик уровня жидкости		1	0,0019	0,0019
	Регулятор уровня		1	0,0038	0,0038
	Указатель уровня жидкости		1	0,0063	0,0063
	Регулировочный клапан		4	0,0038	0,0152
	Технический манометр		1	0,0002	0,0002
	Термометр		1	0,0010	0,0010
	Контактор давления		20	0,0009	0,0180
	Датчик предельного уровня		10	0,0020	0,0020
	Регулировочный клапан		2	0,0038	0,0076
	Контактор температуры		1	0,0009	0,0009
	Регулятор давления		1	0,0019	0,0019
	Электроприводная задвижка		6	0,0119	0,0714
	Итого:				0,1482
	Приборы КИПиА - регенерация гликоля
	Регулировочный клапан		9	0,0038	0,0342
	Электровентиль		10	0,0119	0,1190
	Сигнализатор расхода		2	0,0078	0,0156
	Технический манометр		7	0,0002	0,0014
	Контактор давления		6	0,0009	0,0054
	Регулятор уровня		4	0,0038	0,0152
	Датчик уровня жидкости		2	0,0020	0,0040
	Указатель уровня жидкости		6	0,0062	0,0372
	Сигнализатор уровня		9	0,0055	0,0495
	Термометры		7	0,0009	0,0063
	Регулятор температуры		2	0,0027	0,0054
	Контактор температуры		7	0,0009	0,0063
	Детектор пламени		1	0,0032	0,0032
	Усилитель		1	0,0097	0,0097
	Щит автоматики		1	0,0119	0,0119
	Универсальный переключатель		2	0,0022	0,0044
	Сигнальная арматура		3	0,0021	0,0063
	Кнопка управления		6	0,0023	0,0138
	Итого:				0,3486
	Приборы КИПиА - маслостанция
	Клапан регулировочный		8	0,0038	0,0304
	Регулятор давления		2	0,0020	0,0040
	Датчик управления жидкости		6	0,0020	0,0120
	Регулятор уровня		6	0,0038	0,0228
	Указатель уровня жидкости		19	0,0062	0,1178
	Датчик предельного уровня		9	0,0020	0,0180
	Электровентили		6	0,0119	0,0714
	Манометр технический		25	0,0002	0,0050
	Электроприводные задвижки		6	0,0119	0,0714
	Термометр		20	0,0009	0,0180
	Контактор температуры		6	0,0009	0,0054
	Контактор давления		22	0,0009	0,0198
	Контактор расхода		2	0,0037	0,0074
	Щит автоматики		1	0,0119	0,0119
	Итого:				0,4153
	Приборы КИПиА - воздушная компрессорная
	Манометр		1	0,0002	0,0002
	Контактор давления		6	0,0009	0,0054
	Контактор температуры		8	0,0009	0,0072
	Анализатор		1	0,0110	0,0110
	Щит автоматики		1	0,0119	0,0119
	Автоматическое управление воздушными компрессорами		2	0,0120	0,0240
	Итого:				0,0597
	Общие приборы КИПиА - щит управления КС
	Органы управления общей частью и регенерацией гликоля
	Щит общих параметров		2	0,0120	0,0240
	Универсальный переключатель		14	0,0021	0,0294
	Сигнальная арматура		132	0,0021	0,2772
	Кнопка управления		30	0,0023	0,0690
	Итого:				0,3996
	Органы управления К-100, К-200, К-300
	Регулирующие сигнальные приборы
	Щит автоматики		3	0,0119	0,0357
	Кнопки управления		84	0,0023	0,1932
	Сигнальная арматура		186	0,0022	0,4092
	Потенциометр многоточечный		5	0,0053	0,0265
	Электронный регулятор		18	0,0127	0,2286
	Сигнализатор обнаружения газа		18	0,0122	0,2196
	Кнопки с ключом		21	0,0023	0,0483
	Сигнализатор обнаружения точки росы		2	0,0093	0,0186
	Щит пожарной автоматики		1	0,0119	0,0119
	Сигнализаторы обнаружения вибрации		24	0,0086	0,2064
	Сигнализаторы обнаружения пожара		19	0,0119	0,2261
	Указатель радиальных вибраций		18	0,0086	0,1548
	Указатель осевого сдвига		9	0,0086	0,0774
	Блоки питания и приема		6	0,0029	0,0174
	Стойка измерительных приборов		60	0,0161	0,9660
	Сигнальная арматура		144	0,0022	0,3168
	Переключатель		90	0,0022	0,1980
	Звуковая сигнализация "Ревун-48"		1	0,0008	0,0008
	Щиты автоматики на базе микропроцессора		2	0,0119	0,0238
	Реле времени 48 В		262	0,0006	0,1572
	Реле 110 В		14	0,0005	0,0070
	Реле 220 В		2	0,0005	0,0010
	Реле 48 В с выдержкой времени		6	0,0005	0,0030
	Реле 320 В с выдержкой времени		2	0,0005	0,0010
	Переходное реле 48 В		4	0,0008	0,0032
	Пульсирующее реле 48 В		1	0,0006	0,0006
	Двухпозиционное реле 48 В		92	0,0008	0,0736
	Реле времени 48 В		2	0,0006	0,0012
	Вспомогательный релейный блок		3	0,0030	0,0090
	Итого:				3,6359
	Приборы КИПиА - площадка входных сепараторов
	Щит общих параметров		1	0,0030	0,0030
	Сигнализаторы уровня		8	0,0032	0,0256
	Датчики уровня		5	0,0020	0,0100
	Клапан регулировочный		5	0,0038	0,0190
	Усилитель		5	0,0097	0,0485
	Регулятор уровня		5	0,0038	0,0190
	Электроконтактный манометр		6	0,0007	0,0042
	Универсальный переключатель		7	0,0022	0,0154
	Кнопка управления		5	0,0023	0,0115
	Звуковая сигнализация "Ревун"		1	0,0008	0,0008
	Клапан соленоидный		5	0,0007	0,0035
	Итого:				0,1605
	Всего по компрессорной станции				7,9336	44
30.	Газораспределительный пункт ГРП
	Система дистанционного измерения расхода газа ДКН		1	0,0006	0,0006
	ДМПК-100		1	0,0032	0,0032
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПЭ-55М		1	0,0083	0,0083
	Система дистанционного измерения давления газа
	МС-П2		1	0,0027	0,0027
	ПВ10.1Э		1	0,0049	0,0049
	ПЭ-55М		1	0,0083	0,0083
	Расходомер ДСС-710		1	0,0057	0,0057
	Прибор давления	МГ	1	0,0021	0,0021
		МТС	1	0,0011	0,0011
	Система дистанционного измерения температуры газа
	ТСН		1	0,0061	0,0061
	НЛ-СЛШ		1	0,0129	0,0129
	Электроконтактные манометры ВЭ-16РБ		3	0,0016	0,0048
	Регулятор давления с фильтром РДФ-3		4	0,0008	0,0032
	Манометр технический ОБМ		3	0,0003	0,0009
	Итого:				0,0697
	Кроме того, 25% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, организационные и реконструктивные работы), переходы между объектами, облуживание контрольных кабелей				0,0174
	Всего:				0,0871	45
31.	Котельная
31.1.	Общие средства КИПиА, установленные в котельной
	Щит общекотельной автоматики		1	0,0132	0,0185
	Дифманометр сильфонный ДСС-710		3	0,0057	0,0239
	Дифманометр показывающий с сигнальным контактом ДСП		2	0,0050	0,0140
	Сужающее устройство ДКН		5	0,0006	0,0042
	Термометр показывающий с сигнальным контактом ТПК-СК		1	0,0075	0,0106
	Термометр самопишущий газовый ТСГ-712		1	0,0075	0,0106
	Термометр самопишущий МТС-712		1	0,0011	0,0015
	Счетчик воды ВВ-50		1	0,0080	0,0112
	Счетчик воды ТОР-1-50		1	0,0080	0,0112
	Итого:				0,1057	46
Примечание. Гр. 4 подсчитана с учетом К = 1,40 на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы) и переходы между объектами.
31.2.	Средства КИПиА, установленные в котле ДКВР-4-16
	Щит автоматики котла		1	0,0133	0,0133
	Сигнализатор падения давления СПД		3	0,0021	0,0063
	Манометр электрический с дистанционной передачей МЭД		1	0,0022	0,0022
	Регулятор электрический системы "Кристалл" Р-25-1		4	0,0010	0,0040
	Гидравлический исполнительный механизм ГИМ		4	0,0040	0,0160
	Лагометр Л-64		1	0,0049	0,0049
	Термометры сопротивления ТСП-1		2	0,0061	0,0122
	Электроконтактный манометр ЭКМ-IV		4	0,0013	0,0052
	Отсекатель газового коллектора ОКГ-4		1	0,0025	0,0025
	Запальное защитное устройство ЗЗУ-2		1	0,0017	0,0017
	Тягонапоромеры ТНЖ-1		2	0,0007	0,0014
	Итого:				0,0697
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, текущая эксплуатация, реконструктивные и организационные работы) и переходы между объектами				0,0279
	Всего				0,0976	47
32.	Приборы КИПиА, установленные в котельной с двумя водогрейными котлами (финская)
	Клапан регулировочный		4	0,0038	0,0152
	Блок регулировки давления		2	0,0119	0,0238
	Клапан магнитный		8	0,0007	0,0056
	Определитель утечки газа		2	0,0142	0,0284
	Система измерения количества тепла:
	Калориметр		2	0,0074	0,0148
	Преобразователь импульсов		2	0,0194	0,0388
	Датчик сопротивления		4	0,0006	0,0024
	Водомер		2	0,0028	0,0056
	Система регулировки горячей воды:
	Щит управления		2	0,0119	0,0238
	Клапан регулировочный		2	0,0037	0,0074
	Датчик температуры воды		2	0,0006	0,0012
	Датчик температуры атмосферного воздуха		2	0,0006	0,0012
	Система подачи добавочной воды:
	Щит управления		2	0,0119	0,0238
	Электроды уровнемерные		8	0,0066	0,0528
	Магнитный клапан		2	0,0007	0,0014
	Регулятор температуры		2	0,0027	0,0054
	Чувствительный элемент (термопара)		2	0,0002	0,0004
	Водомер		2	0,0028	0,0056
	Расходомер жидкого топлива		2	0,0044	0,0088
	Расходомер газа		2	0,0044	0,0088
	Рабочий ограничительный термостат		2	0,0009	0,0018
	Регулировочный термостат (тягонапоромер)		2	0,0018	0,0036
	Термостат с сигнализацией верхнего и нижнего уровня		4	0,0009	0,0036
	Комнатный термостат		2	0,0009	0,0018
	Термостат защиты от замерзаний		2	0,0009	0,0018
	Термостат регулировочноограничительный		4	0,0009	0,0036
	Контроллер давления		4	0,0015	0,0060
	Термометр манометрический		16	0,0014	0,0224
	Манометр с сигнализацией верхнего и нижнего пределов		2	0,0006	0,0012
	Манометр технический		20	0,0003	0,0060
	Ключ управления с кнопкой		14	0,0023	0,0322
	Реле		70	0,0005	0,0350
	Итого:				0,3942	48
33.	Установка осушки газа (производство ГДР)
	Щит общих параметров
	Универсальный переключатель УП		3	0,0005	0,0015
	Кнопка управления с ключом К-03		8	0,0002	0,0016
	Промежуточное реле П-6		36	0,0006	0,0216
	Реле времени ВС-10-64		4	0,0007	0,0028
	Реле температурное РТ-230		6	0,0014	0,0084
	Устройство зажигания факелов		1	0,0119	0,0119
	Сигнализатор уровня ДПУ-10		8	0,0028	0,0224
	Электроконтактный манометр ЭКМ-IV		6	0,0013	0,0078
	Технический манометр ОБМ-160		20	0,0003	0,0060
	Сужающее устройство ДКН		1	0,0008	0,0008
	Расходомер газа ДМПК-100		1	0,0032	0,0032
	Термопара ТХК-УХУ		2	0,0001	0,0002
	Потенциометр многоточечный		1	0,0075	0,0075
	Сигнализатор горючих газов СНК		3	0,0091	0,0273
	Электронный регулятор РПИК		2	0,0048	0,0096
	Электроконтактный термометр		3	0,0010	0,0030
	Звуковая сигнализация "Ревун"		1	0,0043	0,0043
	Клапан регулирующий ПРК		3	0,0014	0,0042
	Вторичный прибор УРБ-32Б		2	0,0048	0,0096
	Автомат откачки АО-5		3	0,0011	0,0033
	Датчик контроля пламени		1	0,0032	0,0032
	Исполнительный механизм ГИМ-Д		2	0,0040	0,0080
	Регулятор давления РД		5	0,0012	0,0060
	Термометр технический ТПГ		10	0,0014	0,0140
	Отсекатель газа		3	0,0018	0,0054
	Усилитель УТ		24	0,0048	0,1152
	Блок местной автоматики БМА-1		1	0,0125	0,0125
	Электроприводная задвижка ЭПЗ-2		3	0,0120	0,0360
	Итого:				0,3573	49
34.	Общие средства КИПиА, установленные на одном газовом компрессоре (производство ГДР) УПН
	Щит общих параметров
	Универсальный переключатель УП		3	0,0005	0,0015
	Кнопка управления с ключом		10	0,0002	0,0020
	Промежуточное реле П-6		15	0,0006	0,0090
	Реле температурное ТР-3		3	0,0014	0,0042
	Сигнализатор уровня ПШ-64		3	0,0020	0,0060
	Датчик предельного уровня ДПУ-10		3	0,0028	0,0084
	Электроконтактный манометр ЭКМ-IV		5	0,0013	0,0065
	Технический манометр		10	0,0002	0,0020
	Сужающее устройство ДКН		1	0,0008	0,0008
	Расходомер газа ДП-430		1	0,0037	0,0037
	Регулятор давления РД		2	0,0012	0,0024
	Отсекатель газа		2	0,0018	0,0036
	Датчик реле напора ДН-40		1	0,0019	0,0019
	Итого:				0,0520	50
35.	Общие средства КИПиА, установленные на одном компрессоре воздуха
	Щит автоматики (нестандартный)		1	0,0119	0,0119
	Автоматическое управление воздушным компрессором		1	0,0119	0,0119
	Электроконтактный манометр ЭКМ		2	0,0013	0,0026
	Регулятор давления РД		1	0,0012	0,0012
	Термопара ТХК-УХУ		8	0,0001	0,0008
	Потенциометр многоточечный ЭПП-09		2	0,0161	0,0322
	Итого:				0,0606	51
36.	Общие средства КИПиА, установленные на узле учета при ГПЗ
	Универсальный переключатель УП		5	0,0005	0,0025
	Кнопка управления К-03		10	0,0002	0,0020
	Промежуточное реле П-6		20	0,0006	0,0120
	Реле времени ВС-10-33		4	0,0007	0,0028
	Потенциометр многоточечный ЭПП-09		1	0,0161	0,0161
	Термопара ТХК-УХУ		5	0,0001	0,0005
	Электроконтактный манометр ЭКМ		2	0,0013	0,0026
	Сигнализатор уровня ДПУ-10		11	0,0028	0,0308
	Технический манометр ОБМ-160		20	0,0003	0,0060
	Сужающее устройство ДКН		5	0,0008	0,0040
	Расходомер газа ДМПК-100		5	0,0032	0,0160
	Звуковая сигнализация "Ревун-48"		1	0,0043	0,0043
	Клапан регулирующий ПРК		5	0,0014	0,0070
	Регулятор давления РДФ-3		20	0,0008	0,0160
	Электропроводная задвижка ЭПЗ-2		20	0,0120	0,2400
	Вторичный прибор с ленточной диаграммой ЭМД-109Н		11	0,0004	0,0044
	Итого:				0,3670	52
37.	Групповая установка типа "Сателлит"
37.1.	Блок замерного сепаратора
	Регулятор уровня		1	0,0033	0,0033
	Регулятор давления		1	0,0021	0,0021
	Датчик давления		1	0,0025	0,0025
	Фильтр-редуктор приборов газа		2	0,0021	0,0042
	Трехходовой переключательный клапан с электроприводом		25	0,0070	0,1750
	Турбинный счетчик		1	0,0049	0,0049
	Влагомер с датчиком		1	0,0107	0,0107
	Датчик Н-1 для замера газа		1	0,0139	0,0139
	Отопительное оборудование		20	0,0006	0,0120
	Аварийная система включения вентиляции		1	0,0115	0,0115
	Клапан-регулятор уровня		1	0,0070	0,0070
	Клапан-регулятор давления		1	0,0070	0,0070
	Осветительное оборудование		6	0,0006	0,0036
	Итого:				0,2577	53
37.2.	Здание группового сепаратора
	Регулятор уровня группового сепаратора		1	0,0115	0,0115
	Регулятор давления		1	0,0090	0,0090
	Датчик давления		3	0,0025	0,0075
	Термометр группового сепаратора		1	0,0014	0,0014
	Редуктор давления с фильтром		2	0,0014	0,0028
	Регулятор уровня абсорбера		2	0,0033	0,0066
	Регулятор температуры абсорбера		1	0,0049	0,0049
	Термометр абсорбера		1	0,0014	0,0014
	Регулятор температуры регенератора		3	0,0066	0,0198
	Переключатель пневматический		1	0,0021	0,0021
	Соленоидный клапан		1	0,0014	0,0014
	Редукционный клапан		1	0,0006	0,0006
	Термометр генератора		1	0,0006	0,0006
	Дроссель		2	0,0002	0,0004
	Фильтр-редуктор приборов газа		9	0,0014	0,0126
	Термопара		1	0,0006	0,0006
	Датчик		1	0,0041	0,0041
	Турбинный счетчик		1	0,0049	0,0049
	Влагомер с датчиком		1	0,0131	0,0131
	Датчик М-1 для замера газа		3	0,0118	0,0354
	Датчик загазованности		1	0,0123	0,0123
	Задвижка электроприводная		1	0,0006	0,0006
	Блок датчика сигнализатора взрывобезопасной концентрации		1	0,0125	0,0125
	Система включения вентиляции		1	0,0118	0,0118
	Отопительное оборудование		27	0,0002	0,0054
	Осветительное оборудование		8	0,0004	0,0032
	Клапан - регулятор уровня группового сепаратора		1	0,0014	0,0014
	Клапан - регулятор давления группового сепаратора		1	0,0014	0,0014
	Клапан - регулятор уровня абсорбера		2	0,0014	0,0028
	Клапан - регулятор температуры абсорбера		1	0,0014	0,0014
	Клапан - регулятор температуры регенератора		2	0,0014	0,0028
	Итого:				0,1963	54
37.3.	Здание КИП
	Блок питания и приема		1	0,0028	0,0028
	Зарядный агрегат 12 В		1	0,0115	0,0115
	Панель группового манифольда		1	0,0164	0,0164
	Блок автомат, исследования скважин		1	0,0213	0,0213
	Удаленное сканирующее устройство		1	0,0115	0,0115
	Компьютер нефти		2	0,0057	0,0114
	Компьютер газа		4	0,0057	0,0228
	Аварийная панель		2	0,0074	0,0148
	Удаленное терминальное устройство		1	0,0254	0,0254
	Выходное контрольное устройство		3	0,0115	0,0345
	Блок сопряжения		1	0,0115	0,0115
	Отопительное оборудование		8	0,0006	0,0048
	Коммутационная аппаратура		18	0,0014	0,0252
	Вторичный прибор загазованности		1	0,0049	0,0049
	Осветительное оборудование		2	0,0028	0,0056
	Итого:				0,2244	55
37.4.	Оборудование ДП
	Блок питания 12 А		20	0,0070	0,1400
	Печатающая машинка испытания		20	0,0076	0,1520
	Печатающая машинка группы		20	0,0070	0,1400
	Главное сканирующее устройство		20	0,0189	0,3780
	Панель аварии		1	0,0090	0,0090
	Панель сирены		1	0,0090	0,0090
	Итого:				0,8280	56
38.	Блочная деэмульсионная установка УДО-3М
	Блок местной автоматики БМА		1	0,0125	0,0125
	Регулятор уровня поплавковый РУМ-18		2	0,0018	0,0036
	Регулятор давления РДУК-2		1	0,0009	0,0009
	Регулятор температуры РТ-25		1	0,0020	0,0020
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		3	0,0016	0,0048
	Термометр электроконтактный ТС-100		1	0,0025	0,0025
	Итого:				0,0263
	Кроме того, 40% на прочие работы (частичная проверка, реконструктивные, организационные работы) и переходы между объектами				0,0105
	Всего:				0,0368	57
39.	Средства сбора и обработки информации
	Устройство телемеханики ТМ-600М		1	0,8481	0,8481	58
	ТМ-620		1	0,8481	0,8481	59
	ТМ-620-01		1	0,8481	0,8481	60
	ТМ-300		1	0,9783	0,9783	61
	Система КТС ЛИУС		1	0,3728	0,3728	62
	Система "Учет-2"		1	0,3022	0,3022	63
40.	Средства КИПиА, установленные на компрессорной станции с компрессорными агрегатами 8ГК, 10ГК, КС-550
40.1.	Общие средства КИПиА, установленные на компрессорной станции
	Щит автоматики		1	0,0048	0,0048
	Сигнализатор взрывоопасной концентрации СНК-3М		2	0,0091	0,0182
	Сигнальная арматура		6	0,0027	0,0162
	Кнопка управления К-03		6	0,0002	0,0012
	Реле промежуточное ПЭ-6		14	0,0006	0,0084
	Сужающее устройство ДКН-10		2	0,0008	0,0016
	Дифманометр сильфонный с дополнительной записью давления ДСС-735		2	0,0082	0,0164
	Регулятор уровня поплавковый РУПШ-64		2	0,0034	0,0068
	Датчик предельного уровня ДПУ-1		3	0,0028	0,0084
	Манометр электроконтактный ЭКМ		2	0,0013	0,0026
	Звуковая сигнализация "Ревун"		1	0,0043	0,0043
	Автоматическое управление воздушными компрессорами		1	0,0119	0,0119
	Счетчик расхода воды ТОР-1		1	0,0080	0,0080
	Итого на 1 компрессорную станцию				0,1088	64
40.2.	Средства КИПиА, установленные на 1 компрессорном агрегате 8ГК
	Манометр электроконтактный ВЭ-16РБ		2	0,0016	0,0032
	Датчик числа оборотов коленчатого вала компрессора		1	0,0025	0,0025
	Термопара ТХК		8	0,0001	0,0008
	Манометр технический МОШ		6	0,0003	0,0018
	Сигнальная арматура СЛУ-ВЗГ		3	0,0064	0,0192
	Итого на 1 компрессорный агрегат				0,0275	65
41.	Средства КИПиА, установленные на компрессорной станции с компрессорными агрегатами ГТК-7/5, ОВГ-3М, ОВГ-4/5
41.1.	Общие средства КИПиА, установленные на компрессорной станции
	Щит общих параметров:
	сигнализатор взрывоопасной концентрации горючих газов в комплекте с ЭПВ-2-04 СТХ-3У		4	0,0082	0,0328
	реле промежуточное ПЭ-6		128	0,0006	0,0768
	переключатель универсальный УП		23	0,0005	0,0115
	сигнальная арматура		83	0,0027	0,2241
	кнопка управления К-03		47	0,0002	0,0094
	реле времени ВС-10-64		4	0,0007	0,0028
	звуковая сигнализация "Ревун"		1	0,0043	0,0043
	Регулятор уровня поплавковый РУПШ		4	0,0034	0,0136
	Сужающее устройство ДКН-10		2	0,0008	0,0016
	Дифманометр сильфонный с дополнительной записью ДСС-734		3	0,0082	0,0246
	Счетчик расхода воды ТОР-1		1	0,0080	0,0080
	Технический манометр ОБМ		16	0,0003	0,0048
	Итого на 1 компрессорную станцию				0,4143	66
41.2.	Местный щит автоматики компрессора ГТК-7/5, ОВГ-3М, ОВГ-4,5
	Термометр дистанционный ТП2		2	0,0068	0,0136
	Манометр технический МОШ		6	0,0003	0,0018
	Итого:				0,0154	67
41.3.	Щит управления компрессором ГТК-7/5
	Потенциометр электронный многоточечный КСП-4И		1	0,0184	0,0184
	Регулятор электронный РПИК		1	0,0048	0,0048
	Манометр электроконтактный ЭКМ		4	0,0013	0,0052
	Реле промежуточное ПЭ-6		34	0,0006	0,0204
	Кнопки управления К-03		30	0,0002	0,0060
	Реле времени РПВ		1	0,0026	0,0026
	Реле времени программное ВС-10-64		1	0,0007	0,0007
	Звуковая сигнализация "Ревун"		1	0,0043	0,0043
	Термопара ТХК		11	0,0001	0,0011
	Сужающее устройство ДКН		1	0,0008	0,0008
	Датчик предельного уровня ДПУ-1		1	0,0028	0,0028
	Сигнализатор падения давления СПДМ-100		1	0,0021	0,0021
	Электропривод к задвижке ЭВ-25, ЭВ-80		5	0,0025	0,0125
	Итого:				0,0817	68
42.	Средства КИПиА, установленные на компрессорной станции с компрессорными агрегатами 7ВКГ
42.1.	Общие средства КИПиА, установленные на компрессорной станции
	Щит общих параметров:
	сигнализатор взрывоопасной концентрации горючих газов в комплекте с ДТХ СТХ-3У		4	0,0082	0,0328
	реле промежуточное ПЭ-6		24	0,0006	0,0144
	сигнальная арматура АС-220		26	0,0002	0,0052
	кнопка управления КЕ-011УЗ		12	0,0003	0,0036
	реле времени З-220		1	0,0024	0,0024
	звуковая сигнализация "Ревун"		1	0,0043	0,0043
	Сужающее устройство ДКН		2	0,0008	0,0016
	Регулятор уровня поплавковый РУПШ		3	0,0034	0,0102
	Дифманометр сильфонный с дополнительной записью ДСС-734		2	0,0082	0,0164
	Счетчик расхода воды ТОР-1		1	0,0080	0,0080
	Потенциометр электронный многоточечный КСП-4И		1	0,0184	0,0184
	Термометры сопротивления ТСП		8	0,0061	0,0488
	Технический манометр ОБМ		6	0,0003	0,0018
	Итого на 1 компрессорную станцию				0,1679	69
42.2.	Местный щит автоматики компрессора 7ВКГ
	Термометр взрывобезопасный ТПП-4		1	0,0103	0,0103
	Регулятор давления РД-1		5	0,0012	0,0060
	Манометр технический МОШ		3	0,0003	0,0009
	Итого:				0,0172	70
42.3.	Щит управления компрессором 7ВКГ
	Реле промежуточное РПУ-0-911		18	0,0006	0,0108
	Кнопки управления К-3-2П		9	0,0002	0,0018
	Сигнальное табло АМЕ		12	0,0002	0,0024
	Реле времени ВС-10-64		1	0,0007	0,0007
	Звуковая сигнализация ЗВРф24У		1	0,0038	0,0038
	Трансформатор ОСМ		1	0,0064	0,0064
	Пускатель магнитный ПМЕ-211		2	0,0041	0,0082
	Всего на 1 компрессорный агрегат				0,0341	71
43.	Средства КИПиА, установленные на установке по очистке газа моноэтаноламидами
	Манометр технический ОБМ		26	0,0003	0,0078
	Манометр электроконтактный ЭКМ		12	0,0013	0,0156
	Манометр пружинный с пневматическим выходным сигналом МСП		2	0,0029	0,0058
	Уровнемер УБ		6	0,0019	0,0114
	Термометр сопротивления ТСП		3	0,0061	0,0492
	Термопара ТХК		9	0,0001	0,0009
	Потенциометр электронный многоточечный КСП		3	0,0184	0,0552
	Прибор вторичный регистрирующий ПВ10.1Э		10	0,0049	0,0490
	Дифманометр сильфонный самопишущий ДСС		6	0,0082	0,0492
	Исполнительный механизм ГИМ		8	0,0040	0,0320
	Регулятор РПЗ-21		8	0,0036	0,0288
	Сигнальная арматура		28	0,0027	0,0756
	Переключатель универсальный УП		15	0,0005	0,0075
	Реле промежуточное ПЭ-6		24	0,0006	0,0144
	Линии связи, кабельные и импульсные трубки до 1000 п.м. при количестве жил св. 10			0,0071	0,0071
	Итого:				0,4095	72

Примечания: 1. Нормативы численности рассчитаны на среднюю насыщенность объектов нефтедобычи средствами и системами автоматизации и телемеханизации, при резких отклонениях нормативы пересчитываются на фактически установленное на одном объекте количество устройств, приборов.

2. При отсутствии централизованного ремонта средств автоматики и КИП в стационарных условиях цеха, к нормативам численности применяется коэффициент 1,15.

Таблица 79

МОНТАЖ И НАЛАДКА СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ

Выполняемая работа	Единица измерения	Нормативы численности
Пусконаладочные работы и монтаж аппаратуры, средств систем	1 цех	10% от нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием средств автоматики и телемеханики

Примечание. Нормативная численность рассчитывается, если монтаж и пусконаладочные работы осуществляются силами НГДУ.

Таблица 80

ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЙ РЕМОНТ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ И КИП, ПОДГОТОВКА ПРОИЗВОДСТВА

Выполняемая работа	Единица измерения	Нормативы численности
Централизованный ремонт средств автоматизации и КИП и подготовка производства	1 цех	15% от нормативной численности рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием средств автоматики и телемеханики

XII. Пароводоснабжение

Таблица 81

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

Обслуживаемое оборудование	Нормативы численности на одну смену при количестве работающих котлов			Номер норматива
	1	2 - 9	10 - 12
Котлы, питательные приборы, насосы, экономайзеры, предохранительные клапаны, арматура, фильтры, конденсационные баки	1	2	3	1
	а	б	в

Таблица 82

ПОДГОТОВКА ВОДЫ В КОТЕЛЬНОЙ

Суммарная производительность котлов, Гкал/ч	Нормативы численности на 1 смену при количестве производимых анализов в смену, до				Номер норматива
	10	20	30	40 и более
0,1 - 4	0,35	0,63	0,70	0,82	1
4,1 - 20	0,40	0,73	0,82	0,93	2
0,1 - 150	-	0,80	0,90	1,0	3
	а	б	в	г

Таблица 83

ОБСЛУЖИВАНИЕ ХЛОРАТОРНЫХ УСТАНОВОК

Обслуживаемое оборудование	Норматив численности на одну смену	Номер норматива
Хлораторы типа ЛОНИИ-100, аммонизаторы ЛОНИИ-100, дехлораторы типа ЛОНИИ-100, вентиляторы, весы, баки, растворители, насосы, резервуары для воды	1	1

Примечание. Хлораторная, в которой работает не более двух хлораторов, расположенная в одном здании с насосной станцией, обслуживается машинистом насосной станции.

Таблица 84

ОБСЛУЖИВАНИЕ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ, ВОДООЧИСТНЫХ СТАНЦИЙ, ВОДОГАЗОВОЗДУХОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ БУДОК

Обслуживаемые объекты	Нормативы численности на одну смену
Насосная станция водоснабжения, канализации	См. табл. 16
Водоочистные станции	См. табл. 25
Водораспределительные, газовоздухораспределительные будки	См. табл. 28

XIII. Производство лабораторных работ

Таблица 85

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЛАБОРАТОРИЙ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ

Обслуживаемые объекты		Нормативы численности		Номер норматива
		на одну смену на объект	дополнительно в дневную смену
1		2	3	4
1.	Резервуарные парки с количеством установок по подготовке нефти:
	одна деэмульсационная установка	-	1	1
	две деэмульсационные установки или одна УКПК, или одна ЭЛОУ	1	-	2
	три и более деэмульсационных установок или 2 - 3 УКПН, или 2 - 3 ЭЛОУ	2	-	3
2.	Резервуарные парки со сдачей товарной нефти
	в сутки (тонн) при отсутствии установок по подготовке нефти:
	от 500 до 5000	-	1	4
	5000 и более	1	-	5

Примечание. Если в резервуарных парках с одной установкой для подготовки нефти или с объемом сдаваемой нефти от 500 до 5000 т в сутки сдача нефти производится круглосуточно, предусматривается 1 лаборант в каждую смену.

Таблица 86

ПРОИЗВОДСТВО ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ

Выполняемая работа		Нормативы численности на 100 работ (анализов)	Номер норматива
	1		2
	Подготовительные работы
1.	Переход для отбора проб на 1 км	0,0202	1
2.	Переезд для отбора проб на 1 км	0,0038	2
	3.	Приготовление растворов (трилон "Б", прилокаллол "А", буферный раствор, хром темно-синий, хромоген черный, дифенил карбозита, KOH, HNO3, HCl, Ag(NO3)2, J, CaCl2, Hg(NO3)2, NaOH и др.)
	а) без взвешивания составляющих компонентов	0,0216	3
	б) со взвешиванием составляющих компонентов	0,0350	4
4.	Определение углекислоты и кислорода на приборах типа ЛХМ-8МД, ЛХМ-80 и ОРСа
	а) на приборах ЛХМ-8МД, ЛХМ-80	0,0576	5
	б) на приборах ОРСа	0,0432	6
5.	Измельчение сорбентов для заполнения хромотографических колонок
	а) измельчение 30 - 50 г окиси алюминия, активированного угля, цеолитов ("молекулярные сита")	0,2400	7
	б) на измельчение 20 - 40 г инзенского кирпича	0,1920	8
	в) на измельчение 100 - 150 г сферохрома или трепела Зикеевского карьера или 500 г селикагеля	0,5185	9
6.	Обработка измельченных сорбентов реактивами
	а) окись алюминия (30 - 50 г)	0,2496	10
	б) активированный уголь (30 - 50 г)	0,0960	11
	в) цеолиты ("молекулярные сита") (30 - 50 г)	0,1680	12
	г) инзенский кирпич (20 - 40 г)	0,1680	13
	д) сферохром, трепел Зикеевского карьера (100 - 150 г), селикагель (500 г)	0,6721	14
7.	Подготовка и мытье пробоотборной посуды, тары:
	а) при ручном мытье на 10 единиц посуды	0,0235	15
	б) при механизированном мытье на 40 единиц	0,0144	16
8.	Приготовление дистиллированной воды	0,0134	17
9.	Нагрев воды в термостате для производства анализов	0,0048	18
		Анализ нефти
10.	Отбор пробы нефти:
	а) в бутылку до 0,5 л	0,0091	19
	б) в бутыль до 3 л	0,0216	20
	в) в пробоотборник	0,0278	21
11.	Определение температуры пробы нефти термометром (на одну пробу)	0,0067	22
12.	Подогрев пробы нефти в термостате для производства анализов (на одну навеску)	0,0211	23
	13.	Определение температуры застывания нефти пробирочным способом (ГОСТ 8513-57):
	а) без подогрева	0,0288	24
	б) с подогревом	0,0346	25
14.	Определение температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле (ГОСТ 6356-75) (на две навески)
	а) на приборе Мартенс-Пенского
	для нефти с температурой вспышки до 50 °С	0,0576	26
	для нефти с температурой вспышки свыше 50 °С	0,0816	27
	б) на приборе ПВЭН (прибор вспышки электрический) для нефтепродуктов:
	для нефти с температурой вспышки до 50 °С	0,0528	28
	для нефти с температурой вспышки свыше 50 °С	0,0768	29
	для газового конденсата	0,0384	30
15.	Определение температуры нефти в открытом тигле на аппарате Бренкина (на две навески)	0,0288	31
16.	Определение температуры эмульсии на устье скважины термометром	0,0067	32
	17.	Определение плотности нефти светлых нефтепродуктов (ГОСТ 3900-47):
	а) ареометром (на одну навеску)	0,0096	33
	б) пикнометром:
	при 20° С	0,0346	34
	при 70 °С	0,0624	35
	в) определение водного числа пикнометра
	при 20 °С	0,0446	36
	при 70 °С	0,0614	37
	г) на весах Мара-Вестфаля (на одну навеску)	0,0154	38
18.	Отделение нефти от воды в делительных воронках:
	с подогревом нефти	0,0288	39
	без подогрева нефти	0,0221	40
19.	Определение процентного содержания воды в нефти (ГОСТ 2477-65):
	а) методом перегонки на аппарате АКОВ-10:
	при работе на одном аппарате	0,0470	41
	на двух и более	0,0206	42
	б) методом горячего отстоя (на одну навеску)	0,0130	43
	в) методом центрифугирования
	без подогрева	0,0154	44
	с подогревом	0,0240	45
20.	Определение содержания механических примесей в нефти и нефтепродуктах (ГОСТ 6370-59):
	а) нефть с малым содержанием (до 10%) парафина, смол и механических примесей	0,0672	46
	б) нефть с большим содержанием (более 10%) парафина, смол и механических примесей	0,1047	47
21.	Определение кинематической вязкости нефти в вискозиметрах ВПЖ, ВНЖ или Пинкевича (ГОСТ 33-66):
	а) при времени истечения до 5 мин.	0,0633	48
	б) при времени истечения от 6 до 10 мин.	0,0581	49
	в) при времени истечения свыше 10 мин.	0,0614	50
	г) на приборе "Реатест" (на одно определение)	0,0216	51
22.	Определение условной вязкости нефти при помощи вискозиметра типа ВУ (ГОСТ 6258-52):
	а) при времени истечения до 5 мин.	0,0384	52
	б) при времени истечения от 6 до 10 мин.	0,0394	53
	в) при времени истечения свыше 10 мин.	0,0413	54
23.	Определение условной и динамической вязкости нефти расчетным способом (по таблицам) (на одну навеску)	0,0043	55
	24.	Определение содержания хлористых солей в нефти:
	а) в воронке с винтовой мешалкой (ГОСТ 21534-76):
	при содержании хлористых солей до 500 мг/л	0,0571	56
	при содержании хлористых солей от 500 до 5000 мг/л	0,0706	57
	при содержании хлористых солей свыше 5000 мг/л	0,0941	58
	б) на анализаторе ЛАС-1; ИОН-Л	0,0269	59
	в) на экстракторе:
	при содержании хлористых солей до 500 мг/л	0,0672	60
	при содержании хлористых солей от 500 до 5000 мг/л	0,0706	61
	при содержании хлористых солей свыше 5000 мг/л	0,0960	62
	г) определение хлористых солей в нефтяной эмульсии расчетным методом	0,0557	63
25.	Определение коксуемости нефти и других нефтепродуктов (ГОСТ 19932-74) (на две навески)	0,0979	64
26.	Определение содержания золы в нефти (ГОСТ 1461-75)	0,0528	65
	27.	Определение содержания серы в нефти:
	а) методом ВТИ (ГОСТ 1431-64) (на две навески)	0,1320	66
	б) ускоренным методом сжигания в трубчатых печах (ГОСТ 1437-75) (на две навески)	0,1061	67
	в) методом двойного сжигания (на две навески)	0,0816	66
	г) хроматным способом (ГОСТ 1431-64) (на две навески)	0,1503	69
	д) методом сжигания в калориметрической бомбе (ГОСТ 3877-49) (на две навески)	0,1680	70
	е) при помощи аппарата радиоизотопной абсорбции (на один анализ)	0,0235	71
28.	Определение содержания смолистых веществ:
	а) сернокислотным методом (ГОСТ 2550-44) (на две навески)	0,0202	72
29.	Определение содержания асфальтенов горячим способом Гольде (на две навески)	0,3533	73
	30.	Определение содержания парафинов в нефти:
	а) способом вымораживания в спирто-эфирной или другой смеси (на одну навеску)	0,2424	74
	б) способом Энглера-Гольде	0,1383	75
	в) способом Энглера-Гольде с попутным отделением кокса (на одну навеску)	0,1968	76
	г) способом ВНИИНП с ускоренным методом обессоливания нефти серной кислотой	0,1920	77
31.	Определение температуры плавления парафинов термометром Жукова (на одну навеску)	0,0144	78
	32.	Определение кислотности нефти, нефтепродуктов:
	а) объемный метод (ГОСТ 5985-59)
	для нефтепродуктов	0,0283	79
	для нефти	0,0413	80
	б) метод потенциометрического титрования (ГОСТ 11362-76) (на две навески)	0,0226	81
33.	Определение оптической плотности нефти фотоэлектрокалориметром:
	на две параллельные навески	0,0480	82
34.	Определение фракционного состава нефти и осветленных нефтепродуктов (ГОСТ 2177-66) (на одну навеску)	0,0552	83
	35.	Определение компонентного состава нефти на приборе ЛХМ-8МД, ХЛ-6, ХЛ-4 (ГОСТ 13379-77)
	а) стабильной нефти	0,0653	84
	б) нестабильной нефти	0,0960	85
36.	Определение потерь нестабильных (легких) фракций нефти по способу Валявского-Бударова (ГОСТ 6668-53) (на одну навеску)	0,1008	86
37.	Определение упругости паров нефти (ГОСТ 1756-52) (на одну навеску)	0,0672	87
38.	Вакуумная разгонка нефти (на одну навеску)	0,1191	88
39.	Определение содержания азота в нефти по методу Кьельдаля (на одну навеску)	0,1776	89
	40.	Сушка нефти хлористым кальцием без нагрева с фильтрованием:
	а) малосмолистой нефти	0,0576	90
	б) высокосмолистой нефти (тяжелой)	0,0878	91
41.	Сушка нефти хлористым кальцием на водяной бане с обратным холодильником:
	а) малосмолистой, маловязкой	0,0451	92
	б) смолистой и малопарафинистой	0,0960	93
	в) высокосмолистой заэмульгированной с посторонними примесями	0,0528	94
42.	Определение содержания остаточного дисолвана в нефти (на одно определение)	0,0859	95
43.	Определение газового фактора в нефти методом разгонки (на одно определение)	0,0907	96
	44.	Определение сернистого железа в нефти:
	а) на приборе ФЭК:
	с содержанием железа до 50 мг/л	0,0912	97
	с содержанием железа более 50 мг/л	0,1253	98
	б) методом фильтрования:
	с содержанием железа до 50 мг/л	0,0610	99
	с содержанием железа более 50 мг/л	0,0946	100
	в) на приборе "Спекал" на 1 навеску	0,1205	101
45.	Определение сероводорода в нефти методом отдувки его инертным газом (на две навески)
	а) с содержанием до 50 мг/л	0,0480	102
	б) с содержанием более 50 мг/л	0,0720	103
46.	Определение пенистости нефти методом колец (на одно определение)	0,0682	104
47.	Определение поверхностного натяжения нефти (на одно определение)	0,0187	105
		Анализ газов
48.	Отбор пробы (ГОСТ 18917-73):
	а) в бутыль до 10 л	0,0125	106
	б) в бутыль свыше 10 л	0,0240	107
	в) в пробоотборник или резиновую подушку	0,0106	108
	г) в раствор уксуснокислого кадмия в склянки Дрекселя	0,0706	109
	д) в соленый раствор в бутылку	0,0312	110
	е) в газовую пипетку	0,0053	111
49.	Определение сероводорода в отобранной пробе газа методом титрования (ГОСТ 17556-72)	0,0206	112
	50.	Определение плотности газов (ГОСТ 17310-71)
	а) пикнометром (на один анализ)	0,0178	113
	б) на аппарате Шиллинга (на одно определение)	0,0154	114
51.	Определение содержания сероводорода и паров бензина в газовоздушной среде на приборе УГ-2	0,0130	115
52.	Определение содержания углеводорода в воздушной среде с помощью приборов ПГФ-2М (на одно определение)	0,0038	116
53.	Анализ газа на газоанализаторе типа ГХЛ с определением суммы кислотных газов (H2S, CO2, SO2 и др.), суммы предельных и непредельных углеводородов O2, H2 и CO (ГОСТ 5439-76)	0,1315	117
54.	Сокращенный анализ газа на приборе ГХЛ с определением O2, CO2, CO, H2 или определение коэффициента избытка воздуха в печах (ГОСТ 5439-76)	0,0490	118
55.	Определение компонентного состава углеводородных газов на газоанализаторах типа ХЛ-3, ХЛ-4, ХЛ-6, ХЛ-69, ЛХМ-8МДС определением углеводородных компонентов (CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14) (ГОСТ 10679-76)	0,0446	119
56.	Определение компонентного состава газа на хроматографе ХЛ-2 с объемным определением выделенных компонентов (H2S, CO2, H2, CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14)	0,1248	120
57.	Определение компонентного состава газа на хроматографе УХ-2	0,0999	121
58.	Определение содержания влаги в газе	0,0720	122
59.	Определение предельных и непредельных углеводородов на хроматографах типа УХ-1, ХЛ-3, ХЛ-4, ХЛ-6, ПХ-2 и др. (газожидкостным методом) (на два анализа)	0,1056	123
60.	Определение в природном газе составляющих его компонентов (O2, N2, CH4, CO, H2) на хроматографах типа УХ-1, ХЛ-4, ПХ-2 и др. (сорбент "молекулярные сита") (на два анализа)	0,0672	124
61.	Определение компонентного состава углеводородных газов (предельных и непредельных углеводородов и изомеров) на хроматографах с пламенно-ионизационными детекторами типа ДИП-1, "Геохимик" и др.	0,0720	125
62.	Определение компонентного состава углеводородных газов на хроматермохимическом газоанализаторе ХТХГ-1 (разгонка газов), определяются (H2, CO, CH4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14) (на две навески)	0,1104	126
	63.	Определение углекислоты и кислорода поглощением (углекислоты - раствором щелочи, кислорода - раствором пирогаллола "А") в пипетках Гемпеля (или подобных им)
	а) на хроматографе типа ХТ-4 или ХЛ-2	0,0480	127
	б) на аппарате ОРСа	0,0288	128
64.	Определение гелия и аргона на хроматографах с детектором "Катарометр" (УХ-1, ХЛ-4, ПХ-2 и др.)	0,1440	129
65.	Определение суммы легких и тяжелых инертных газов на приборе Хлопина-Герлинга	0,2400	130
66.	Контрольное определение содержания в воздухе инертных газов на приборе Хлопина-Герлинга	0,1920	131
67.	Перевод отобранных проб газа из емкостей (бутылок) в газометры	0,0082	132
		Анализы бензина
68.	Отбор пробы:
	а) в бутыль	0,0058	133
	б) в пробоотборник	0,0062	134
69.	Определение удельного веса нестабильного бензина расчетным методом (по Клайперону)	0,0269	135
70.	Определение удельного веса стабильного бензина ареометром	0,0096	136
71.	Определение сероводорода в бензине	0,0230	137
72.	Определение углеводородного состава нестабильного бензина, хранящегося в бензоемкостях на хроматографе ХЛ-3, ХЛ-4, ХЛ-6, ХЛ-69	0,0422	138
73.	Определение кислотного числа (ГОСТ 5985-59)	0,0144	139
74.	Определение индукционного периода	0,0624	140
75.	Определение упругости паров бензина (ГОСТ 1756-52)	0,0672	141
76.	Определение содержания серы ламповым методом (ГОСТ 19121-73)	0,0389	142
77.	Определение активных соединений серы в бензине методом воздействия на медную пластину	0,0101	143
78.	Определение содержания смол в бензине	0,0245	144
79.	Определение нейтральной среды в бензине	0,0048	145
	Анализы дизельного топлива
80.	Определение фракционного состава методом разгонки	0,0192	146
81.	Определение температуры помутнения	0,0672	147
82.	Определение йодного числа	0,0240	148
83.	Определение содержания серы	0,1824	149
84.	Определение содержания золы	0,0288	150
85.	Определение содержания смол	0,0480	151
86.	Определение кислотного числа топлива	0,0192	152
87.	Определение среды топлива	0,0144	153
	88.	Определение процентного содержания воды:
	а) методом перегонки на аппарате АКОВ-10
	при работе на одном аппарате	0,0427	154
	на двух и более	0,0250	155
89.	Определение температуры застывания	0,0288	156
90.	Определение температуры вспышки	0,0144	157
91.	Определение вязкости	0,0067	158
	92.	Определение удельного веса ареометром
	а) при нагревании навески до 20° C	0,0067	159
	б) при нагревании навески до 50 °C	0,0192	160
	Анализ трансформаторного масла
93.	Определение удельного веса масла ареометром:
	а) при нагревании навески до 20 °C	0,0067	161
	б) при нагревании навески до 50 °C	0,0192	162
94.	Определение кинематической вязкости масла в вискозиметрах ВПЖ:
	а) при нагревании навески до 50 °C	0,0437	163
	б) при нагревании навески свыше 50 °C	0,0552	164
95.	Определение условной вязкости	0,0010	165
96.	Определение содержания механических примесей (на один анализ)	0,0370	166
97.	Определение температуры вспышки масла в закрытом тигле (ГОСТ 6356-75) (на один анализ)	0,0240	167
98.	Определение водорастворимых кислот и щелочей (ГОСТ 6307-75)	0,0067	168
99.	Определение кислотного числа масла (ГОСТ 11362-76) (на две навески)	0,0403	169
100.	Определение натровой пробы масла	0,0197	170
101.	Определение прозрачности масла (на одну пробу)	0,0096	171
102.	Определение коксуемости масла (ГОСТ 19932-74) (на две навески)	0,0197	172
103.	Определение зольности масла (на две навески)	0,0298	173
		Анализы воды
104.	Отбор пробы:
	а) с промысловых объектов (на одну пробу)	0,0029	174
	б) с поверхностных водоемов (на одну пробу)	0,0173	175
105.	Подготовка пробы воды к шестикомпонентному анализу
	а) подготовка пластовой воды	0,0120	176
	б) подготовка пластовой воды из нефтяной эмульсии	0,0192	177
	в) подготовка пластовой воды с осаждением железа	0,0134	178
106.	Определение удельного веса (плотности) воды (на трехкратное параллельное определение):
	а) пикнометром	0,0226	179
	б) ареометром	0,0072	180
107.	Определение сульфата SO4 в воде весовым методом (ГОСТ 4389-72) (на две навески)	0,1459	181
108.	Определение сульфата SO4 в воде хроматным методом	0,0773	182
109.	Определение общей жесткости воды (ГОСТ 4151-72)	0,0091	183
110.	Определение Ca в воде	0,0101	184
111.	Определение карбонатности (общей щелочности) воды	0,0067	185
112.	Определение хлор-иона в воде	0,0115	186
113.	Расчет результатов шестикомпонентного анализа	0,0139	167
114.	Выписка паспортов на воду после шестикомпонентного анализа	0,0043	188
115.	Обработка результатов шестикомпонентного анализа воды после расчета на ЭВМ	0,0096	189
	116.	Определение водородного показателя:
	а) при помощи прибора PH-метра	0,0134	190
	б) при помощи универсального и эталонного индикаторов	0,0086	191
	в) при помощи универсальной индикаторной бумаги	0,0005	192
117.	Определение содержания механических примесей в воде, количество взвешенных частиц (КВЧ):
	а) для пресных вод	0,0226	193
	б) для дренажных и сточных вод	0,0398	194
118.	Определение содержания сухого и прокаленного остатка (солей) в воде (ГОСТ 18164-72)	0,0461	195
119.	Подготовка пластовой воды для определения йода	0,0096	196
120.	Определение содержания брома и йода в воде	0,0547	197
121.	Определение содержания бора в воде	0,0528	198
	122.	Определение содержания железа (ГОСТ 4011-72)
	а) электрокалориметрическим методом (ФЭК)	0,0077	199
	б) роданометрическим методом	0,0192	200
	в) трилонометрическим методом	0,0269	201
123.	Определение содержания сернистого железа в воде	0,0446	202
	124.	Определение сероводорода в воде:
	а) без консервирования	0,0382	203
	б) с консервированием	0,0192	204
125.	Определение содержания кремния в воде	0,0144	205
126.	Определение содержания фтора в воде	0,0178	206
	127.	Определение кислорода в воде:
	а) методом сравнения	0,0110	207
	б) методом титрования	0,0250	208
128.	Определение содержания фосфатов в воде	0,0192	209
129.	Определение наличия масла в воде	0,0014	210
130.	Определение поверхностного натяжения вод на границе керосин-вода при помощи сталогмометра	0,0720	211
	131.	Определение содержания нефтепродуктов (углеводородов) в воде
	а) весовым методом:
	при содержании нефтепродуктов до 40 мг/л	0,0192	212
	при содержании нефтепродуктов более 40 мг/л	0,0326	213
	б) на приборе ФЭК:
	при содержании нефтепродуктов до 40 мг/л	0,0144	214
	при содержании нефтепродуктов более 40 мг/л	0,0216	215
	в) методом сравнения	0,0322	216
132.	Определение содержания нефтепродуктов в пресной воде	0,2444	217
133.	Определение содержания ингибитора отложения солей в воде прибором ЛМФ-72 (методика контроля РД-39-1-237-79 БашНИПИнефти)	0,0302	218
134.	Определение иона HCO3 и нафтеновых кислот	0,0158	219
135.	Качественное определение содержания поверхностно-активных веществ (ПАВ) методами "ТЦКА" (тиоциано-кобальтаммоний)	0,0408	220
136.	Определение содержания свободной угольной кислоты в воде	0,0226	221
137.	Определение жесткости воды олеатным методом (ГОСТ 4151-72) (на два определения)	0,0096	222
138.	Определение нитритов в воде (ГОСТ 4192-48)	0,0101	223
139.	Определение содержания нитратов (NO3) в пресной воде (ГОСТ 4192-48)	0,0250	224
140.	Определение содержания нитратов (NO3) в пластовой воде	0,0259	225
141.	Определение содержания азота аммиака в пресных водах (ГОСТ 4192-48)	0,0240	226
142.	Определение биохимического потребления кислорода (БПК)	0,0278	227
143.	Определение химического потребления кислорода (ХПК)	0,0278	228
144.	Определение прозрачности сточных вод по методу Снеллена	0,0019	229
145.	Определение цветности сточных вод (ГОСТ 3351-74)	0,0384	230
146.	Определение вязкости пластовых и сточных вод	0,0240	231
147.	Определение окисляемости пресных вод	0,0326	232
148.	Определение запаха сточных вод (ГОСТ 3351-74)	0,0062	233
149.	Определение содержания дисолвана в пресных водах	0,0293	234
	Анализ цемента
150.	Приготовление цементного раствора для испытаний	0,0130	235
151.	Определение удельного веса цементного раствора ареометром	0,0043	236
152.	Определение растекаемости цементного раствора при помощи конуса АзНИИ	0,0048	237
153.	Определение начала и конца схватывания цементного раствора при помощи прибора "Игла-Вика"	0,0283	238
154.	Определение начала загустевания цементного раствора при помощи консистометра КЦ-3	0,1104	239
155.	Приготовление цементного камня	0,0149	240
	156.	Испытание цементного камня на излом:
	а) на приборе МИИ-100	0,0048	241
	б) на рычажных весах	0,0144	242
157.	Определение тонкости помола цемента	0,0960	243
158.	Определение нормальной густоты теста на приборе "Вика"	0,0096	244
159.	Определение равномерности изменения объема цементного теста	0,0048	245
160.	Определение удельного веса цементного раствора пикнометром	0,0120	246
161.	Определение удельного веса цемента в волнометре Ле-Шателье и Кандло	0,0480	247
162.	Определение предела прочности при одноосном сжатии	0,0240	248
163.	Определение предела прочности на изгиб прибором Михаэлиса	0,0154	249
164.	Проба лепешек из цементного теста кипячением	0,1920	250
165.	Отбор средней пробы цемента квартованием	0,0096	251
166.	Подготовка "кольца Вика" к заполнению цементным раствором (тестом)	0,0043	252
167.	Подготовка форм к заполнению цементным раствором для получения образцов, подлежащих испытанию на изгиб и сжатие	0,0130	253
		Прочие работы
168.	Доведение фильтров до постоянного веса:
	а) обеззоленные фильтры	0,0110	254
	б) мембранные фильтры	0,0048	255
169.	Определение концентрации раствора деэмульгатора	0,0384	256
170.	Определение концентрации щелочи	0,0110	257
171.	Определение скорости движения воздуха анемометром	0,0115	258
172.	Определение влажности воздуха психрометром	0,0077	259
173.	Приготовление индикаторных трубок	0,0086	260
174.	Прием пробы от заказчика	0,0014	261
175.	Определение содержания пыли чугуна в воздухе производственных помещений	0,0312	262
176.	Калибровка газометра	0,0422	263
177.	Определение паров ртути в воздушной среде	0,0778	264
	178.	Определение содержания щелочных и масляных аэрозолей в воздушной среде:
	а) щелочных	0,0413	265
	б) масляных	0,0768	266
179.	Взвешивание бюкс с фильтрами на аналитических весах	0,0014	267

Примечания: 1. При одновременном производстве нескольких анализов к нормативам численности применяется коэффициент 0,85, учитывающий перекрывающееся время при производстве анализов.

2. Численность аппаратчиков химводоочистки, производящих анализы воды в котельных, лаборантов водоочистных станций, лаборантов резервуарных парков по данным нормативам не определяется.

XIV. Прочие работы

Таблица 87

ОСТЕКЛОВАНИЕ, ПОКРЫТИЕ БАКЕЛИТОВЫМИ ЛАКАМИ И ЭПОКСИДНЫМИ СМОЛАМИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Перечень и трудоемкость выполняемых работ приводятся в приложении 51.

Выполняемая работа	Нормативы численности на 1000 м труб	Номер норматива
Калибровка труб	0,012	1
Мойка труб	0,002	2
Остеклование труб	0,101	3
Покрытие бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами	0,085	4

Таблица 88

ИЗГОТОВЛЕНИЕ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ

Наименование работ	Нормативы численности на 1 т	Номер норматива
Изготовление металлоконструкций	0,014	1

Таблица 89

СБОР И СДАЧА МЕТАЛЛОЛОМА

Трудоемкость выполняемых работ приведена в приложении 52.

Наименование работ	Нормативы численности на 100 т	Номер норматива
Разделка металлолома газовой резкой	0,048	1

Примечание. Для определения численности на погрузочно-разгрузочные работы при сборе и сдаче металлолома и сопровождение металлолома используются таблицы 90, 91.

Таблица 90

ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

Нормативами предусматривается выполнение погрузочно-разгрузочных работ транспортными рабочими. Трудоемкость работ приведена в приложении 53.

Вес 1 места оборудования, материалов, в тоннах	Нормативы численности на погрузку (выгрузку) 1000 т			Номер норматива
	автомобильными кранами	тракторными кранами	погрузка - вручную
			разгрузка с укладкой
До 1	-	-	0,144/0,115	1
2	0,063	0,092	-	2
3	0,042	0,042	-	3
5	0,033	0,030	-	4
10	0,016	0,021	-	5
15	-	0,016	-	6
20	-	0,012	-	7
25	-	0,012	-	8
	а	б	в/г

Таблица 91

СОПРОВОЖДЕНИЕ ГРУЗОВ

Трудоемкость на сопровождение грузов в пути приведена в приложении 54.

Вес оборудования и материалов, т	Нормативы численности на сопровождение 1000 т грузов на 10 км пути при транспортировке на			Номер норматива
	автомашинах	трайлерах	тракторах
До 1	0,077	-	-	1
Свыше 1	0,154	0,064	0,160	2
	а	б	в

Таблица 92

УБОРКА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Цехи (участки)	Убираемая площадь, тыс. м2	Нормативы численности на смену при количестве производственных рабочих, чел.					Номер норматива
		20 - 50	51 - 75	76 - 125	126 - 175	свыше 175
1	2	3	4	5	6	7	8
Механический, ремонтный	до 0,5	0,7	0,9	1,4	-	-	1
	0,6 - 1,0	0,9	1,2	1,7	2,4	-	2
	1,1 - 1,5	1,2	1,4	1,9	2,6	3,5	3
	1,6 - 2,0	1,4	1,7	2,2	2,9	3,7	4
	2,1 - 3,0	1,7	2,0	2,5	3,2	4,1	5
	3,1 - 4,0	1,9	2,2	2,8	3,5	4,3	6
	4,1 - 5,0	2,2	2,5	3,1	3,7	4,6	7
	свыше 5,0	2,5	2,8	3,3	4,1	4,8	8
Сварочный	до 0,5	0,3	0,5	0,8	-	-	9
	0,6 - 1,1	0,5	0,7	0,9	0,9	-	10
	1,1 - 1,5	0,7	0,8	0,9	1,0	1,1	11
	1,6 - 2,0	0,8	0,9	1,0	1,1	1,2	12
	2,1 - 3,0	0,8	1,0	1,1	1,2	1,3	13
	3,1 - 4,0	0,9	1,1	1,3	1,4	1,4	14
	4,1 - 5,0	1,1	1,3	1,4	1,5	1,6	15
	свыше 5,0	1,2	1,4	1,5	1,6	1,7	16
Кузнечный, прессовый	до 0,5	0,5	0,6	0,8	-	-	17
	0,6 - 1,0	0,7	0,8	0,9	1,3	-	18
	1,1 - 1,5	0,8	0,8	1,0	1,4	1,5	19
	1,6 - 2,0	0,8	0,9	1,1	1,4	1,6	20
	2,1 - 3,0	0,9	1,0	1,2	1,5	1,7	21
	свыше 3,0	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	22
	а	б	в	г	д	е

Таблица 93

УБОРКА СЛУЖЕБНЫХ И БЫТОВЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Наименование помещений		Нормативы численности на 1000 м2 помещений на 1 смену	Номер норматива
1.	Служебные (конторы, медпункты, красный уголок и т.п.)	1,9	1
2.	Бытовые (санузлы, душевые и т.п.)	2,3	2

Таблица 94

РЕМОНТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ

Выполняемая работа	Нормативы численности на 1 тыс. руб. годового объема строительно-ремонтных работ при объеме работ				Номер норматива
	до 5,0	5,1 - 20,0	20,1 - 40,0	свыше 40,0
Ремонт производственных помещений и зданий	0,41	0,31	0,24	0,18	1
	а	б	в	г

Примечание. Нормативы не распространяются на строительно-ремонтные участки с объемом работ свыше 100 тыс. руб.

Таблица 95

РЕМОНТ СПЕЦОДЕЖДЫ И СПЕЦОБУВИ

Наименование работ	Нормативы численности на 1000 чел. рабочих	Номер норматива
Сбор спецодежды для отправки в химчистку, мелкий ремонт спецодежды, ведение учета и выдача спецодежды	1,00	1
Ремонт спецобуви	1,00	2

Таблица 96

СКЛАДСКИЕ РАБОТЫ

Склады	Нормативы численности на 1 склад	Номер норматива
Цеховой склад	1	1
Центральный материальный склад при числе приемов и выдач материалов в среднем за месяц:
400	1,1	2
650	1,4	3
1000	1,7	4

РАЗДЕЛ II

МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМАТИВОВ ЧИСЛЕННОСТИ

Помещенные в сборнике нормативы численности по методике расчета делятся на три группы:

рассчитанные методом прямого нормирования рабочего времени;

рассчитанные по основным показателям систем планового ремонта оборудования;

рассчитанные методом статистических группировок (анализ фактической расстановки рабочих и выбор оптимальных величин).

Расчет нормативов численности методом прямого нормирования рабочего времени производится следующим образом:

По типовому набору работ и действующим нормам времени определяется трудоемкость выполняемых работ. Переход от трудоемкости к нормативам численности производится делением трудоемкости на фонд рабочего времени одного рабочего в год. Эта величина принята равной:

2083 ч ((365 - 52 - 71) · ₆,83 - 72);

или 306 дням (365 - 52 - 71);

где 365 - число дней в году;

52 - число воскресных дней;

71 - число праздничных дней;

6,83 - средняя продолжительность рабочего дня при 41-часовой неделе, ч;

72 - сумма сокращенных рабочих часов перед праздничными днями.

При расчете нормативов по системам планового ремонта в приложениях, как правило, приводятся следующие показатели: структура ремонтного цикла; длительность ремонтного цикла; трудоемкость одного ремонта с учетом ревизии. Трудоемкость ремонтов в расчете на год определяется умножением трудоемкости каждого вида ремонта на количество таких ремонтов в ремонтном цикле и делением полученной величины на длительность ремонтного цикла. Переход к нормативам численности осуществляется делением трудоемкости ремонтов в расчете на год на фонд рабочего времени одного рабочего в год, принятый равным, как указано выше, 2083 ч.

Ниже по всем таблицам норм обслуживания и нормативов численности приводятся ссылки на источник, откуда они заимствованы, или на метод расчета. К отдельным таблицам в случае необходимости даются дополнительные разъяснения.

Номера таблиц	Указания, откуда заимствованы нормы или каким методом рассчитаны нормативы
1	2
Таблицы 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 11, 15	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени
Таблицы 7, 10, 12, 13	Нормативы определены методом статистических группировок
Таблицы 14, 16, 17, 18, 19	Нормативы установлены по трудовым затратам
Таблица 20	Нормативы определены методом статистических группировок
Таблицы 21, 25, 28	Нормативы установлены по трудовым затратам
Таблица 22	Нормы обслуживания заимствованы из сборника "Нормативы численности рабочих и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений Главтюменнефтегаза". - М.: ВНИИОЭНГ, 1985
Таблица 26	Норматив рассчитан методом прямого нормирования рабочего времени
Таблицы 23, 24, 27	Нормативы определены методом статистических группировок
Таблицы 29, 30, 31	Нормативы численности рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени
Таблица 32	Нормативы определены методом статистических группировок
Таблицы 33, 34	Нормативы установлены по трудовым затратам
Таблица 35	Нормативы рассчитаны на основе "Системы технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности". - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Приведенная в Системе длительность ремонтного цикла выражена в машино-часах. Для того чтобы определить длительность ремонтного цикла в календарном времени, произведены следующие расчеты:
	\text{К} = 1 - \frac{44000 - 44000}{44000} = 1,
	где 44000 - машино-часы, показатель, принятый в Системе изд. 1978 и 1982 гг. (в данном случае они равные, поэтому и К = 1).
	2. Количество капитальных ремонтов до списания в Системе изд. 1982 г. не приводится. В системе изд. 1978 г. их установлено 2. Путем применения коэффициента (К) определяется количество капитальных ремонтов при увеличенной длительности ремонтного цикла по данным Системы изд. 1982 г.
	2 · 1 = 2 ремонта.
	3. Определяется количество ремонтных циклов за нормативный срок службы оборудования
	2 + 1 = 3 цикла,
	где 1 - последний межремонтный период перед списанием.
	4. Определяется длительность ремонтного цикла в календарном времени
	11 : 3 = 3,67 года,
	где 11 лет - нормативный срок службы оборудования по данным Системы изд. 1978 и 1982 гг.
	Трудоемкость слесарно-сборочных работ по видам ремонтов определена по сборнику "Единые нормы времени на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования", изд. 1985 г.
	Трудоемкость по станочным и электросварочным работам при одном капитальном и одном текущем ремонте определена в процентах к трудоемкости слесарно-сборочных работ при тех же видах ремонта по величинам, которые сложились при аналогичных расчетах, принятых в сборнике "Типовые нормативы численности рабочих и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений", изд. 1975 г., т.е. слесарно-сборочные работы - 70%, станочные - 28%, электросварочные - 1%, прочие - 1%.
	Нормативы численности на ремонт установок для депарафинизации скважин рассчитаны по сборнику "Временного положения о планово-предупредительных ремонтах нефтепромыслового оборудования", разработанного ЦНИЛ объединения Татнефть в 1970 г. Трудоемкость ремонтов определена по сборнику "Единые нормы времени на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования", изд. 1985 г. Трудоемкость ремонта индивидуальной и групповой установок ужесточена на 18% в связи с пересмотром сборников норм времени на работы, выполняемые при ремонте оборудования
Таблица 36	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени. Нормы времени приняты по сборнику "ЕНВ на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования". - М.: ЦНИСнефть, 1985. Трудоемкость выполнения станочных и прочих работ дополнительно устанавливается в размере 30%
Таблица 37	Нормативы рассчитаны на основе "Системы технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности". - М.: ВНИИОЭНГ, 1982.
	Трудоемкость текущих ремонтов принята в размере 30% от трудоемкости капитальных ремонтов по аналогии с величиной, которая сложилась при тех же видах ремонта в сборнике "Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики". - М.: Энергия, 1984.
	Трудоемкость монтажно-демонтажных работ определена по сборнику "Единые нормы времени на монтаж и демонтаж нефтепромыслового оборудования". - М.: ЦНИСнефть, 1983
Таблица 38	Нормативы численности заимствованы из сборника "Нормативы численности рабочих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности". - М: ВНИИОЭНГ, 1982
Таблица 39	Нормативы рассчитаны на основе "Положения о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования заводов, перерабатывающих нефтяной газ". - ВПО Союзнефтегазпереработка, 1980
Таблица 40	Нормативы рассчитаны на основе "Временного положения о планово-предупредительных ремонтах нефтепромыслового оборудования", разработанного ЦНИЛ объединения Татнефть в 1970 г.
Таблица 41	Нормативы рассчитаны по сборнику "Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики". - М.: Энергия, 1984.
	Трудоемкость ремонта, принятая в системе планово-предупредительного ремонта, ужесточена на 18% в связи с пересмотром норм времени на эти виды работ
Таблица 42	Норматив определен методом статистических группировок
Таблицы 43, 44	Нормативы рассчитаны по сборнику "Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики". - М.: Энергия, 1984
Таблица 45	Нормативы рассчитаны на основе "Системы технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности". - М.: ВНИИОЭНГ, 1982.
	Трудоемкость ремонта установлена по сборнику "Единые нормы времени на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования". М., 1985
Таблица 46	Нормативы численности рассчитаны на основе "Временного положения о планово-предупредительных ремонтах нефтепромыслового оборудования", разработанного ЦНИЛ объединения Татнефть в 1970 г.
	Положение предусматривает производство ревизий, трудоемкость которых принята равной 30% от общей трудоемкости всех видов ремонтов. Трудоемкость единицы ремонтной сложности, принятая в Положении равной 10 чел.-час. ужесточена на 18% в связи с пересмотром норм времени на эти виды работ в 1975 г. (ужесточение на 10%) и в 1983 г. (ужесточение на 8%)
Таблица 47	Нормативы рассчитаны по системе планово-предупредительного ремонта, разработанной ЦНИЛ объединения Куйбышевнефть в 1968 г.
	Трудоемкость ремонта, принятая в системе планово-предупредительного ремонта, ужесточена на 12% по данным сборника "РНВ на слесарные работы на буровых предприятиях", НИС Куйбышевнефть, разработанного в 1979 г.
Таблица 48	Нормативы заимствованы из сборника "Типовые нормативы численности и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений". - М.: ВНИИОЭНГ, 1975. В связи с пересмотром сборников норм времени на виды работ, встречающихся при ремонте регенерационных установок, нормативы численности на каждый вид ремонта ужесточены на 8%
Таблица 49	Нормативы численности заимствованы из сборника "Нормативы численности рабочих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности". - М.: ВНИИОЭНГ, 1983
Таблица 50	Нормативы рассчитаны по системе планово-предупредительного ремонта, разработанной ЦНИЛ объединения Куйбышевнефть в 1968 г.
	Трудоемкость ремонта, принятая в системе ППР ужесточена на 12% по данным сборника "РНВ на слесарные работы на буровых предприятиях" НИС Куйбышевнефть, разработанного в 1979 г.
Таблица 51	Нормативы установлены по трудовым затратам
Таблица 52, 53	Нормативы определены методом статистических группировок
Таблица 54	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени
Таблицы 55 - 58, 60 - 63	Нормативы рассчитаны по "Положению о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок в добыче нефти и бурении". - МНП, 1985, разработанному институтом ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ
Таблица 59	Нормативы рассчитаны по "Положению о планово-предупредительном ремонте электрооборудования на предприятиях Главтюменнефтегаза". - СибНИИНП, 1978. Сложность выполнения ремонта, выраженная в условных единицах ремонтной сложности, разработана на основании системы планово-предупредительного ремонта, разработанной ЦНИЛ объединения Куйбышевнефть. За единицу ремонтной сложности принята условная величина, соответствующая ремонту одного синхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором мощностью 0,6 кВт.
	Трудоемкость ремонта одной условной единицы ужесточена на 10% и составляет: текущий - 0,84 чел.-ч, капитальный - 5,04 чел.-ч
Таблица 64	Нормативы рассчитаны по пересмотренной системе планово-предупредительного ремонта, разработанной ЦНИЛ объединения Куйбышевнефть в 1966 г.
Таблица 65	Нормативы численности рассчитаны на основе системы планово-предупредительного ремонта, разработанной ЦНИЛ объединения Куйбышевнефть.
	Трудоемкость ремонтов, принятая в системе ППР, ужесточена на 10%
Таблица 66	Норматив численности рассчитан методом статистических группировок
Таблицы 67, 68, 69	Нормативы численности рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени
Таблицы 70, 71, 73, 74	Нормативы установлены в соответствии с "Типовым количественно-квалификационным составом бригад по подготовке скважин к ПРС и КРС", утвержденным МНП 15.10.79 г.
Таблица 72	Нормативы установлены в соответствии с Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы от 31 октября 1974 г. N 301
Таблица 75	Нормативы установлены в соответствии с Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы от 20 февраля 1963 г. N 49 и от 17 июля 1968 г. N 178
Таблица 76	Нормативы численности рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени.
	Нормы времени приняты по сборнику "Нормы времени на глушение скважин жидкостью в условиях Западной Сибири", разработанного НИС объединения Татнефть в 1980 г.
Таблицы 77, 78	Нормативы численности рассчитаны на основании "Системы технического обслуживания и ремонта приборов, средств автоматики и телемеханики магистральных нефтепроводов". - М.: ВНИИСПТнефть, 1981, "Положения о системе технического обслуживания и ремонта средств измерений, автоматики и телемеханики в нефтяной промышленности". - Андижан, 1976 и материалов Главтюменнефтегаза
Таблицы 79, 80	Нормативы численности рассчитаны методом статистических группировок
Таблицы 81, 82, 83, 84, 85	Нормативы рассчитаны по трудовым затратам
Таблица 86	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени.
	Нормы времени на определение анализов приняты по сборнику "Типовые нормы времени на лабораторные работы в нефтедобыче". - М.: ЦНИСнефть, 1987
Таблица 87	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени
Таблица 88	Нормативы заимствованы из сборника "Нормативы численности рабочих вышкомонтажных управлений и контор Главтюменнефтегаза". - Тюмень, 1980
Таблицы 89, 90	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени
Таблица 91	Нормативы рассчитаны методом прямого нормирования рабочего времени. Общая трудоемкость работ определена по формуле
	где Т - общая трудоемкость работы, чел.-ч; т - общий вес сопровождаемого оборудования, т; (10 · 2) - расстояние перевозки в оба конца, км; п - состав звена исполнителей при сопровождении крупногабаритных грузов - 2 чел.; С - грузоподъемность транспорта, т; У - скорость передвижения транспорта, км/час.
Таблицы 92, 93, 94, 96	Нормативы заимствованы из сборника "Нормативы численности рабочих, занятых обслуживанием производственных объектов и установок, хранением и складированием материалов и инструментов, уборкой помещений и ремонтом оборудования ремонтно-механических заводов нефтяной промышленности". - М.: ВНИИОЭНГ, 1986
Таблица 95	Нормативы установлены по материалам объединения Татнефть

Ниже приводятся пояснения только по отдельным видам работ, расчеты нормативов численности по которым требуют дополнительных указаний.

1. Обслуживание наземного оборудования скважин и другого оборудования, "привязанного" к скважинам (таблицы 1 - 6, 8, 9, 11)

Нормативами численности рабочих на обслуживание оборудования скважин и другого оборудования, "привязанного" к скважинам, предусмотрены работы, выполняемые операторами по добыче нефти, к указанному оборудованию относятся:

нефтяная скважина действующего фонда;

контрольная и пьезометрическая скважина;

установка для депарафинизации скважин;

индивидуальная установка для сбора, замера жидкости;

групповая установка для сбора, замера жидкости;

дозаторная установка;

центральная трапная установка;

нефтяной колодец.

Нормативы численности на обслуживание указанного оборудования и объектов (за исключением отдаленных и неуправляемых фонтанных скважин, групповых установок с термохимической подготовкой нефти и с печами подогрева, диспетчерских пунктов, центральных трапных установок) определены по среднегодовым затратам труда на один объект или единицу оборудования.

Для этого по каждому виду оборудования и объектов были определены:

работы, выполняемые в процессе обслуживания наземного оборудования скважин и другого оборудования, "привязанного" к скважинам;

среднегодовое количество каждого вида работ, приходящихся на единицу оборудования, при различных режимах его эксплуатации;

нормы времени на эти работы с учетом оптимальной технологии их ведения и применения целесообразных инструментов и приспособлений.

При определении объемов затрат труда было учтено следующее:

1. Способы эксплуатации скважин.

2. Обслуживание оборудования один раз в сутки, за исключением телемеханизированных скважин и скважин, работающих на ГУ, подключенные к диспетчерскому пункту.

Принято, что скважины, оборудованные станками-качалками, электропогружными насосами или фонтанно-компрессорной арматурой, установки для сбора, замера жидкости осматривать и проверять для нормальных условий их эксплуатации достаточно не более одного раза в сутки, телемеханизированные скважины - 1 раз в 2 дня.

Если при производственной необходимости скважины и другие объекты обслуживаются в две смены или круглосуточно, к нормативам численности применяются коэффициенты.

3. Степень автоматизации и телемеханизации оборудования объектов (телемеханизированные, автоматизированные, полуавтоматизированные и т.д.).

4. Различные виды и типы установок для депарафинизации скважин, для сбора и замера жидкости.

5. Различное количество спуско-подъемов скребка, вид подъемного лифта, глубина спуска скребка при депарафинизации скважин.

Кроме нормативов численности рабочих на обслуживание скважин и "привязанного" к ним оборудования, определены нормативы на переходы к этой группе оборудования. За протяженность перехода к скважине и "привязанному" к ней оборудованию принимается среднее расстояние между скважинами. Порядок определения среднего расстояния между скважинами приведен в разделе II.

При определении затрат труда на переходы учтено:

количество переходов оператора: к каждой нетелемеханизированной скважине 1 раз в сутки в течение года, к телемеханизированной скважине, работающей на ГУ, подключенной к диспетчерскому пункту, 1 раз в 2 дня;

факторы, влияющие на скорость передвижения рабочих (рельеф и характер местности, вес переносимого груза - до 5 кг);

способ передвижения к обслуживаемым объектам (переходы, переезды на автомашине).

Нормативы численности на обслуживание оборудования и объектов добычи и на переходы к ним рассчитаны с учетом всех перечисленных выше факторов по следующим формулам:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} или \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нч - норматив численности на единицу оборудования или объект;

Нвр - норма времени (средние фактические затраты) на каждую работу;

а - количество работ в год;

\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а} или Нвр · а - общая сумма нормированного времени на выполнение всех работ в год, чел.-мин.;

Тсм - средняя продолжительность рабочей смены (492 мин.);

Тпз - подготовительно-заключительное время, необходимое на прием и сдачу вахты, запись в журнал, служебные разговоры по телефону, инструктаж (42 мин.);

Тф - количество дней обслуживания оборудования, равное для условий непрерывного производства 365 дням.

Аналогично рассчитаны нормативы численности на выполнение сезонных работ.

На отдельные специфические работы, нормативы численности на которые не разработаны, численность рабочих может быть рассчитана по затратам времени и количеству работ в год, устанавливаемых на месте для каждого случая отдельно по вышеприведенной методике и формуле.

Нормативы численности на обслуживание нефтяного колодца заимствованы из справочника нормативов численности, унифицированных по объединению Оренбургнефть.

2. Обслуживание оборудования нагнетательных скважин (таблица 26)

Нормативы численности на обслуживание оборудования нагнетательных скважин рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{см}} \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где \sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot n - затраты времени на обслуживание оборудования нагнетательных скважин, чел.-мин.;

Тсм = 492 мин.;

Тф = 254 дня.

3. Замер дебита скважин, отбор проб жидкости и газа (таблица 29)

Нормативы численности рабочих определены на производство 100 замеров дебита скважин по способам их выполнения на различных видах оборудования и 100 отборов проб жидкости и газа по формуле:

\text{Н}_{\text{г}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на производство одного замера или один отбор проб, чел.-мин.;

100 - количество работ, заложенное в расчет нормативов;

Тсм = 492 мин.;

Тпз = 42 мин.;

Тф = 254 дня.

Затраты времени на переезды замерщиков, пробоотборщиков от базы ЦНИПР до объектов и перехода к скважинам и групповым установкам приняты в размере 30% от нормативной численности на замер дебита, отбор проб - согласно сводному балансу рабочего времени нефтегазодобывающих объединений.

4. Исследование скважин (таблица 30)

Нормативы численности рассчитаны по видам исследований, проводимых на нефтяной скважине эксплуатационного фонда, оборудованной СКН, ЭПН или фонтанной арматурой, нагнетательной, контрольной или пьезометрической скважинах в зависимости от глубины спуска прибора.

Нормативы определены на 100 работ по формуле:

\text{Н}_{\text{н}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на производство каждого вида исследования, включая время на спуск-подъем прибора и на подготовительно-заключительные работы к каждому виду исследования, чел.-мин.;

100 - количество работ, заложенное в расчет нормативов;

Тсм = 492 мин.;

Тпз = 42 мин.;

Тф = 254 дня.

Нормы времени на спуск и подъем прибора на 100 м, на производство исследования и на подготовительно-заключительные работы взяты из справочника "Унифицированные нормы времени на промыслово-исследовательские работы", разработанные НИС объединения Татнефть.

В затратах труда не учтено участие операторов по исследованию скважин - водителей передвижных лабораторий, их численность подсчитывается дополнительно по нормам обслуживания.

Затраты времени на переезды исследователей от базы ЦНИПР к исследуемым объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сводному балансу рабочего времени нефтегазодобывающих объединений.

5. Обслуживание оборудования и объектов по сбору попутного газа (таблица 31)

Нормативы численности на обслуживание газосборных коллекторов; групповых установок, дожимных насосных станций, ступеней сепарации газа при товарных парках рассчитаны по среднегодовым затратам труда на их обслуживание.

При определении затрат труда учтено:

протяженность маршрута обхода в среднем равна 2/3 (67%) протяженности газосборного коллектора;

факторы, влияющие на скорость передвижения рабочих;

рельеф и характер местности, перенос грузов весом до 5 кг.

Нормативы явочной численности рабочих рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где \sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а} - сумма времени на производство всех работ в год, чел.-час.;

Тсм = 8,2 час.;

Тпз = 0,7 час.;

Тф = 254 дня.

6. Ремонт наземного оборудования скважин, установок для депарафинизации и установок для сбора, замера жидкости (таблица 35)

Нормативы численности на ремонт станков-качалок (по видам ремонтов) рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{р}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Тр - трудоемкость выполнения одного ремонта (для каждого вида), чел.-час.;

n - количество ремонтов (по каждому виду), приходящихся на год. Определяется делением количества ремонтов, предусмотренных структурой межремонтного цикла, на продолжительность межремонтного цикла;

Тф - календарный фонд рабочего времени одного рабочего в год, равный 2083 часам

(8,2 часа · 254 дня).

Нормативы численности на ремонт установок для сбора, замера жидкости рассчитаны по среднегодовым затратам труда на выполнение ремонтных работ по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{р}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{см}} \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где \sum \text{Т}_{\text{р}} \cdot n - затраты времени на выполнение капитальных и текущих ремонтов, приходящихся на год, чел.-мин.;

Тсм = 492 мин.;

Тф = 254 дня.

7. Ремонт глубинных насосов (таблица 36)

Нормативы явочной численности на ремонт глубинных насосов определены на 10 ремонтов по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 10}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на производство каждого вида ремонта, чел.-час.;

10 - количество насосов, принятое в расчет;

Тф = 2083 часа.

Нормы времени на ремонт глубинных насосов определены по сборнику "Единые нормы времени на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента", изд. 1985 г. (§ 25 - 27).

8. Ремонт технологических резервуаров (таблица 40)

Нормативы численности на ремонт технологических резервуаров рассчитаны на основании системы планово-предупредительного ремонта эксплуатационного оборудования на нефтяных промыслах по категориям ремонтной сложности, разработанным объединением Татнефть, изд. 1970 г., по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т}_{\text{р}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Тр - трудоемкость выполнения одного ремонта (для каждого вида), чел.-час.;

n - количество ремонтов, приходящихся на год;

Тф = 2083 час.

9. Ремонт оборудования, применяемого при капитальном и подземном ремонте скважин (таблица 45)

Нормативы численности на ремонт одной единицы оборудования, перечисленного в пунктах 1 - 5, 8 - 15, 17, 18, 20, рассчитаны на основании "Системы технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности". - М.: ВНИИОЭНГ, 1982, и сборника "ЕНВ на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования". - М., 1985, по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Т}_{\text{рс}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Трс - трудоемкость выполнения каждого вида ремонта, чел.-час.;

n - количество каждого вида ремонтов, приходящихся на год;

Тф = 2083 час.

Нормативы численности на ремонт вертлюгов, ротора рассчитаны на основании "Временного положения о ППР нефтепромыслового оборудования", разработанного ЦНИЛ объединения Татнефть в 1970 г. по аналогичной формуле.

Трудоемкость выполнения капитального ремонта определена с учетом затрат труда на электросварочные, станочные и прочие работы, принятых в размере 20% от затрат на слесарно-сборочные работы.

Трудоемкость работ при одном текущем ремонте определена в процентах и трудоемкости одного капитального ремонта по величине, сложившейся при аналогичных расчетах, приведенных в сборнике "Типовые нормативы численности", 1975, - 30%.

10. Ремонт основных узлов электропогружных установок (таблица 67)

Нормативы численности на ремонт основных узлов электропогружных установок определены на один ремонт и рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}}}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - нормы времени на один ремонт основных узлов электропогружных установок, чел.-час.;

Тф = 2083 час.

Нормы времени на выполнение комплекса работ при ремонте основных узлов электропогружных установок определены по сборникам "Единые нормы времени на слесарный ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента". - М.: ЦНИСнефть, 1985 и "ЕНВ на ремонт лопастных и роторных насосов в нефтяной промышленности". - М.: ЦНИСнефть, 1984.

При расчете нормативов численности на ремонт трансформаторов типа ТМПН использованы местные нормы времени, разработанные ЦБПО и по ЭПУ объединения Татнефть в 1986 г.

11. Монтаж и демонтаж ЭПУ на скважине, транспортировка (таблица 68)

Нормативы численности на монтаж, демонтаж электропогружных установок, погрузочно-разгрузочные работы и транспортировку рассчитаны по затратам труда на выполнение 10 работ (транспортировку на 10 км) по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot 10}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на выполнение 10 монтажей, демонтажей с учетом состава звена - 2 чел., погрузочно-разгрузочных работ и транспортировку электропогружных установок на 10 км;

Тсм - средняя продолжительность смены (492 мин.);

Тпз - подготовительно-заключительное время в начале и в конце смены, инструктаж (42 мин.):

Тф - календарный фонд рабочего времени одного рабочего при прерывном производстве (254 дня).

Нормы времени на выполнение типового набора работ при монтаже и демонтаже ЭПУ, погрузочно-разгрузочных работ заимствованы из сборника "Единые нормы времени на подземный (текущий) ремонт скважин". - М., 1985.

Нормы времени на транспортировку приняты согласно Приложению 11 настоящего сборника с учетом состава звена - 2 чел.

12. Обслуживание наземного электрооборудования скважин, оборудованных электропогружными насосами (таблица 69)

Нормативы численности на обслуживание наземного электрооборудования рассчитаны по среднегодовым затратам труда на одну скважину, оборудованную ЭПН, по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а}}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где \sum \text{Н}_{\text{вр}} \cdot \text{а} - норма времени на годовой объем работ на 1 скважине, чел.-час.;

Тф - календарный фонд рабочего времени одного рабочего в год, равный 2083 час.

Нормы времени на работы, выполняемые при обслуживании наземного электрооборудования, приняты по сборнику, разработанному НИС объединения Татнефть.

13. Подготовка технологической жидкости (соленой воды) (таблица 76)

Нормативы численности на подготовку технологической жидкости определены по видам выполняемых работ на узлах подготовки технологической жидкости по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{(\text{Т}_{\text{см}} - \text{Т}_{\text{пз}}) \cdot \text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на выполнение работ по видам на узлах подготовки технологической жидкости, чел.-час.;

100 - количество работ, заложенное в расчет нормативов;

Тсм = 8,2 час.;

Тпз = 0,7 час.;

Тф = 254 дня.

14. Обслуживание и ремонт средств и систем автоматизации и телемеханизации, установленных на скважинах, групповых установках, объектах подготовки, перекачки нефти, поддержания пластового давления, пароводоснабжения, внутрипромыслового сбора и использования попутного газа (таблица 78)

Нормативы численности, приведенные в таблице 78 в пунктах 2, 3, 14, 29, 32 - 37, заимствованы из сборника "Унифицированные нормативы численности рабочих и нормы обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений Главтюменнефтегаза". - М.: ВНИИОЭНГ, 1984.

Нормативы численности на ремонт контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, приведенных в приложении, рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Т } \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Т - трудоемкость одного ремонта (по каждому виду ремонта), чел.-час.;

n - количество ремонтов по каждому виду, приходящихся на год;

Тф - календарный фонд рабочего времени одного рабочего в год, равный 2083 час.

В приложении приведены нормативы численности на обслуживание и ремонт средств контроля и автоматики, рассчитанные по формуле:

\text{Н} = \frac{\text{Т}_{\text{р}} \cdot n}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Тр · n - затраты времени на выполнение всех видов ремонта, приходящихся на год, чел.-час.;

Тф - календарный фонд рабочего времени одного рабочего в год, равный 2083 час.

Нормативы численности, приведенные в таблице 78, определены с учетом коэффициента ужесточения норм времени в связи с выделением от общей трудоемкости работ централизованного ремонта средств автоматики и КИП, подготовки производства (0,85).

Для расчета использован "Проект исходных данных для определения квалификационного состава рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием автоматики и телемеханики в ЦАП НГДУ объединения Татнефть", разработанный в 1980 г.

Трудоемкость частичных проверок, текущей эксплуатации, реконструктивных и организационных работ принята в размере 25 - 40% от общей трудоемкости полных проверок.

15. Производство лабораторных работ (таблица 86)

Нормативы численности рабочих на производство лабораторных работ определены по затратам труда на их выполнение.

Нормы времени на определение анализов приняты по сборнику "Типовые нормы времени на лабораторные работы в нефтедобыче". - ЦНИСнефть, 1987.

Нормативы численности рассчитаны по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 100}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на определение одного анализа;

100 - количество анализов (работ), принятое в расчет;

Тф = 2083 час.

16. Остеклование, покрытие бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами насосно-компрессорных труб (таблица 87)

Нормативы численности на остеклование, покрытие бакелитовыми лаками насосно-компрессорных труб определены по нормам времени НИС объединения Мангышлакнефть, а на покрытие эпоксидными смолами НИС объединения Татнефть, на 1000 м насосно-компрессорных труб по формуле:

\text{Н}_{\text{ч}} = \frac{\text{Н}_{\text{вр}} \cdot 1000}{\text{Т}_{\text{ф}}} ,

где Нвр - норма времени на остеклование, покрытие бакелитовыми лаками, эпоксидными смолами 1 м труб;

1000 - количество метров насосно-компрессорных труб, заложенное в расчет;

Тф = 2083 час.

РАЗДЕЛ III

УКАЗАНИЯ О ПОРЯДКЕ РАСЧЕТА НОРМАТИВНОЙ ЧИСЛЕННОСТИ

При определении нормативной численности рабочих нефтегазодобывающих предприятий следует иметь в виду:

1. Учитываются объемы работы на год или оборудование "в работе" за год, т.е. с учетом периода работы в течение года вновь вводимого или прекращающего работу оборудования.

2. Определяется среднее расстояние между скважинами как частное от деления общей протяженности маршрута оператора по добыче нефти и газа (в км) на число скважин действующего фонда, закрепленных за ним. В протяженность маршрута включаются переходы ко всем объектам, нанесенным на маршрутную карту оператора (скважина, куст скважин, групповая установка, трап, мерник, насос, будка и т.п.), кроме переходов к скважинам, отдаленным от основной группы скважин на 3 км при резкопересеченной местности, 4 км при пересеченной и 5 км при равнинной местности.

Переходы, нанесенные на маршрутную карту, определяются по их действительной протяженности (уклон, извилистость и др.), а не по прямой между точками. За делитель принимаются не все объекты, перечисленные выше, а только действующий фонд скважин. Среднее расстояние между скважинами по цеху добычи нефти и газа или НГДУ в целом определяется суммированием данных о протяженности маршрута операторов по добыче нефти и газа и делением этой суммы на число скважин всего действующего фонда, закрепленных за теми же операторами, независимо от метода эксплуатации и от оборудования скважин.

3. Расчет производится на виды и объемы работ, выполняемые силами НГДУ.

4. При расчетах нормативной численности рабочих применяются два коэффициента:

Кп - коэффициент подмены, учитывающий дополнительную явочную численность рабочих, необходимую для обслуживания оборудования (объектов) в выходные дни. Расчет коэффициента подмены приведен в п. 6 настоящих указаний;

Кн - коэффициент невыходов, учитывающий планируемые для предприятия невыхода рабочих в дни отпуска, болезни, выполнения государственных обязанностей. Порядок расчета коэффициента невыходов приведен в п. 7 настоящих указаний.

5. Нормативная среднесписочная численность рабочих, необходимая для выполнения годового объема работ, рассчитывается по формулам при производстве работ:

прерывном (работа не производится в выходные и праздничные дни)

Чс = Нч · С · М · Кн;

непрерывном (работа производится в выходные и праздничные дни)

Чс = Нч · С · М · Кн · Кп;

где Чс - среднесписочная численность рабочих;

Нч - норматив численности;

С - число смен обслуживания оборудования (объектов). Если в нормативной таблице норматив приведен на объект (скважину, установку и др.), т.е. предусматривает обслуживание только в дневную смену, или на выполнение определенного объема работ (100 замеров, 100 исследований и т.п.), показатель "С" (число смен) из формулы исключается;

Кп - коэффициент подмены;

Кн - коэффициент невыходов;

М - среднегодовые объемы работ (количество объектов или оборудования в работе).

6. Для определения нормативной явочной численности рабочих в условиях непрерывного производства применяется коэффициент подмены (Кп), учитывающий дополнительную явочную численность рабочих для обслуживания оборудования и объектов в выходные дни. Коэффициент рассчитывается по формуле:

\text{К}_{\text{п}} = \frac{\text{Т}}{\text{Т} - \text{В}} ,

где Т - время обслуживания оборудования в год (365 дней);

В - число выходных дней (52 воскресенья). Праздничные дни не учитываются, т.к. в соответствии с трудовым законодательством работа в праздничные дни оплачивается в двойном размере. Если работа в праздничные дни выполняется сверх нормы рабочего времени, то по желанию трудящихся могут быть предоставлены дни отдыха. В этом случае оплата производится в одинарном размере, а в значение "В" включается число отработанных праздничных дней.

Величина коэффициента подмены составит:

\text{К}_{\text{п}} = \frac{365}{365 - 52} = 1,17.

7. Коэффициент, определяющий переход от явочной численности к списочной (Кневыходы), рассчитывается по формуле:

\text{К}_{\text{невыходы}} = \frac{\text{Т}_{\text{н}}}{\text{Т}_{\text{н}} - \text{А}} ,

где Тн - номинальный фонд (число календарных дней в году, кроме выходных и праздничных) рабочего времени одного рабочего в год;

А - число дней невыходов на работу по причинам, предусмотренным Законом, приходящихся в среднем на одного рабочего

А = О + Р + Б + Г + МЛ,

где О - число дней отпуска очередного и дополнительного (за вредные условия, стаж работы и т.п.), предусмотренные законами;

Р - число дней отпуска в связи с беременностью и родами (определяется по отчетным данным за истекший год);

Б - число дней болезни (определяется по отчетным данным за истекший год с учетом мероприятий по оздоровлению труда);

Г - число дней выполнения государственных и общественных обязанностей (определяется по отчетным данным за истекший год);

МЛ - число непроработанных дней кормящими матерями и подростками (за исключением учеников, численность которых по настоящему сборнику не определяется) в связи с сокращением продолжительности рабочего дня. Определяется умножением числа проработанных часов в день на число дней с сокращенным рабочим днем и делением полученной величины на 6,83.

8. Нормативная численность рабочих, занятых на сдельных работах, должна корректироваться в сторону уменьшения по величине процента перевыполнения норм времени.

9. Формы расчета нормативной численности остаются прежними и в настоящем издании сборника не приводятся. При первичном расчете можно воспользоваться сборником изд. 1975 г.

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 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. 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	748,25	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)	1 СУСГ	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 задвижки 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 штанговращатель	8,6	12	103,2	12	103,2
25. Подвязка поводка штанговращателя, установка и крепление	-"-	14,5	12	174,0	12	174,0
26. Участие в планировке площадок вокруг скважины механизированным способом	1 скв.	18,4	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 выкидной линии)	1 скв.	<...>	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
18. 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 (Pбуф., Pлинейн., Pмежкол.). Замер расхода газа и температуры	-"-	3,0	1095	3285,0	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 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 или автоматической 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	208,8	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	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.
1		2	3	4
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		Норма 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 работы, 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.	Планировка 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 одной 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 скважины
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	15,6	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	73,0	105,0	137,0	2010	265,0	329,0	393,0
7.	Замер забойного давления через межтрубное пространство
	А.	Лебедка АзИНмаш-8,11	58,7	102,5	132,0	191,0	250,0	309,0	308,0
	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 скважинах (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	685,2	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	98,9	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	58,3	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) при 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	335,2	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		61,0	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 x гр. 4 x 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 замазученности		-"-	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.
				текущий	капитальный	текущий	капитальный	Всего
1.	Скважина эксплуатационного фонда, оборудованная:
	СКН2-615	К-15Т-К	4	19,60	26,37	73,50	6,74	80,24
	СКН3-1515	-"-	"	22,34	43,66	83,78	10,91	94,69
	СК3-1,2-630	-"-	"	23,56	51,71	88,35	12,93	101,28
	СКН5-3015	-"-	"	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	18,33	115,15
	7СК8-3,5-4000	-"-	"	34,69	108,31	130,09	27,08	157,17
	7СК12-2,5-4000	-"-	"	36,98	109,24	138,67	27,31	165,98
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			Нормы времени по типам СКН, чел.-час.
			СКН2-615	СКН3-1515	СК3-1,2-630	СКН5-3015	СК6-2,1-2500	СКН 10-3315	СКН 10-3012	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	6,50	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	34,69	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 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
	трапа	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	0,16	-
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 противопесочный 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	-
Сборка насоса по узлам
31.	а) НСВ1 (НГВ1); НСВ2 (НГВ2); НСВ-1Б
	Установить плунжер в тиски (приспособление), ввернуть собранный нагнетательный клапан в плунжер и закрепить, ввернуть шток в клетку плунжера. 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. Опрессовать 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.	Работа 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-38x44...220 (3МС-10), ЦНС-60x66...330 (4МС-10)	К-5Т-К	3,7	9,4	31,3	12,8	8,5	21,2
ЦНС-38x25...250 (5МС-7), ЦНС-106x98...490 (5МС-10)	К-5Т-К	3,7	11,4	37,9	15,4	10,2	25,6
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-5Т-К	3,7	33,1	110,6	44,7	29,9	74,6
ЦНС-180x476...680 (6МС-10)	К-5Т-К	3,7	47,3	157,6	63,9	42,6	106,5
ЦНС-300x120...600 (8МС-7), ЦНС-300x600...1200 (8МС-10)	К-5Т-К	3,7	27,3	91,0	36,9	24,6	61,5
Насосы поршневые:
11ГР	К-11Т-К	2,2	33,0	110,1	165,0	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, 300Д90, 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
6Н-10x4	К-7Т-К	1,5	12,8	42,7	59,7	28,5	88,2
8НД-6x1	К-5Т-К	1,5	24,7	82,4	82,3	54,9	137,2
8НД-9x2	К-5Т-К	1,5	27,2	90,5	90,7	60,3	151,0
8НД-9x3, 10НД-6x1	К-5Т-К	1,5	25,3	84,3	84,3	56,2	140,5
8НГД-6x1, 10НГД-6x1	К-5Т-К	1,5	26,4	88,0	88,0	58,7	146,7
8НГД-9x3	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-400x105	К-5Т-К	1,5	15,3	54,4	54,3	36,3	90,6
ЦН-400x210 (3В200x4)	К-3Т-К	1,5	28,5	95,0	57,0	63,3	120,3
ЦН-1000x180(10НМКx2)	К-5Т-К	1,5	28,2	94,1	94,0	62,7	156,7
ЦНС-38x44...220 (3МС-10) ЦНС-60x66... 330 (3МС-10)	К-3Т-К	1,5	9,8	32,9	19,6	21,9	41,5
ЦНС-105x98...490 (5МС-10)	К-3Т-К	1,5	11,9	39,7	23,8	26,5	50,3
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-3Т-К	1,5	34,2	114,0	68,4	76,0	144,4
ЦНС-180x476...680 (6МС-10)	К-3Т-К	1,5	48,5	161,8	97,0	107,9	204,9
ЦНС-300x120...600 (8МС-7), ЦНС-300x600...1200 (8МС-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
Насосы центробежные:
АЯП-150, АЯП-300	К-5Т-К	1,7	27,3	91,0	80,2	53,5	133,7
Д630x90 (8НДВ)	К-5Т-К	1,7	22,8	77,0	67,0	45,3	112,3
8НГД-9x3	К-5Т-К	1,7	24,9	82,9	73,2	48,8	122,0
10НГД-6x1	К-5Т-К	1,7	25,4	84,8	74,7	49,9	124,6
8НД-9x3, 8НД-10x5	К-5Т-К	1,7	24,8	82,6	72,9	48,6	121,5
НК-200/120-70	К-5Т-К	1,7	7,4	24,8	21,8	14,6	36,4
5НК-5x1, 6НК-9x1	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-38x44...220 (3МС-10), ЦНС-60x66...330 (4МС-10)	К-5Т-К	1,7	9,4	31,3	27,6	18,4	46,0
ЦНС-38x25...250 (5МС-7), ЦНС-105x98...490 (5МС-10)	К-5Т-К	1,7	11,4	37,9	33,5	22,3	55,8
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-5Т-К	1,7	33,1	110,6	97,3	65,1	162,4
ЦНС-180x476...680 (6МС-10)	К-5Т-К	1,7	47,3	157,6	139,1	92,7	231,8
ЦНС-300x120...600 (8С-7), ЦНС-360x600...1200 (8МС-10)	К-5Т-К	1,7	28,0	93,2	82,3	54,8	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
Д630x90 (8НДВ)	К-7Т-К	1,8	23,1	77,0	89,8	42,8	132,6
8НГД-6x1, 10НГД-6x1	К-5Т-К	1,8	26,4	88,0	73,3	48,9	122,2
8НГД-9x3	К-5Т-К	1,8	25,5	85,0	70,8	47,2	118,0
8НД-9x3, 10НД-10x2	К-7Т-К	1,8	25,3	84,3	98,4	46,8	145,2
НК-200/120-70	К-5Т-К	1,8	7,7	25,7	21,4	14,3	35,7
ЦН-400x105	К-7Т-К	1,8	16,3	54,4	63,4	30,2	93,6
ЦНС-38x44...220 (3МС-10), ЦНС-60x66...330 (4МС-10)	К-5Т-К	1,8	9,8	32,7	27,2	18,2	45,4
ЦНС-38x25...250 (5МС-7), ЦНС-105x98...490 (5МС-10)	К-5Т-К	1,8	11,9	39,7	33,1	22,0	55,1
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-5Т-К	1,8	34,2	114,0	95,0	63,3	158,3
ЦНС-180x476...680 (6МС-10)	К-5Т-К	1,8	48,5	161,8	134,7	85,9	224,6
ЦНС-300x120...600 (8МС-7), ЦНС-300x600...1200 (8МС-10)	К-5Т-К	1,8	28,0	93,3	77,8	51,8	129,6
Рабочая среда - бензин
Насосы центробежные:
4Н-5x4	К-5Т-К	2	12,8	42,7	32,0	21,3	53,3
4Н-5x8С	К-5Т-К	2	42,6	142,1	106,5	71,0	177,5
4НГ-5x4	К-5Т-К	2	19,6	65,4	49,0	32,7	81,7
5НГ-5x2	К-5Т-К	2	10,6	35,4	26,5	17,7	44,2
6НГ-7x2	К-5Т-К	2	25,2	84,0	63,0	42,0	105,0
4НГК-5x1, 6НГК-9x1, 6НГК-6x1	К-5Т-К	2	23,3	77,5	58,3	38,8	97,1
6НГД-6x1М, 8НГД-6x1М	К-5Т-К	2	37,3	124,3	93,3	62,2	155,5
8НГД-9x2	К-5Т-К	2	25,3	84,3	63,2	42,2	105,4
6НД-10x4, 8НД-6x1	К-5Т-К	2	37,3	124,3	93,3	62,2	155,5
8НД-9x3	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	28,0	93,2	70,0	77,7	147,7
Д630x90 (8НДВ)	К-3Т-К	1,2	23,1	77,0	53,3	59,2	112,5
Д250x60 (12НДС)	К-3Т-К	1,2	24,9	83,2	57,5	64,0	121,5
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-8x4	К-5Т-К	1,2	29,0	96,7	111,5	74,4	185,9
фекальные типа Ф и НФ Х8/18Д(1,5Х-6Д),	К-3Т-К	1,2	8,7	29,0	20,1	22,3	42,4
Х8/18Е (1,5Х-6Е), Х8/18И (1,5-6И), Х8/18П (1,5Х-6П)	К-2Т-К	1,2	7,2	24,0	11,1	18,5	29,6
Х20/31И (2Х-6И)	К-2Т-К	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-150x100НЖ	К-3Т-К	1,3	11,8	54,8	27,9	43,1	71,0
ЦНС-38x44...220 (3МС-10), ЦНС-60х66...330 (4МС-10)	К-2Т-К	1,3	9,8	32,7	15,1	25,2	40,3
ЦНС-38x25...250 (5МС-7), ЦНС-105x98...490 (5МС-10)	К-2Т-К	1,3	11,9	39,7	18,3	30,5	48,8
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-2Т-К	1,3	34,2	114,0	52,6	87,7	140,3
ЦНС-180x476...680 (6МС-10)	К-2Т-К	1,3	48,5	161,8	74,6	124,5	199,1
ЦНС-300x120...600 (8МС-7), ЦНС-300x600...1200 (8МС-10)	К-2Т-К	1,3	28,0	93,3	43,1	71,8	114,9
ЦНС-180x950...1195, 1422, 1900	К-3Т-К	1,3	49,8	166,0	114,9	127,7	242,6
Насосы поршневые:
9МГР-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
6НК-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
Х20/31И (2-6И)	К-2Т-К	1,3	6,6	22,0	10,2	16,9	27,1
ЦН-150x100НЖ	К-2Т-К	1,3	11,8	54,8	18,6	43,1	61,7
ЦНС-38x44...220 (3МС-10) ЦНС-60x66...330 (4МС-10)	К-Т-К	1,3	9,8	32,7	7,5	25,2	32,7
ЦНС-38x25...250 (5МС-7) ЦНС-106x98...490 (5МС-7)	К-Т-К	1,3	11,9	39,7	9,2	30,5	39,7
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-Т-К	1,3	34,2	114,0	26,3	97,7	114,0
ЦНС-180x476...680 (6МС-10)	К-Т-К	1,3	48,5	161,8	37,3	124,4	161,7
ЦНС-300x120...600 (8МС-7), ЦНС-300x600...1200 (8МС-10)	К-Т-К	1,3	28,0	93,3	21,5	71,8	93,3
ЦНС-180x950...1195, 1422, 1660, 1900	К-Т-К	1,3	49,8	166,0	38,3	127,7	166,0
ЦНСК-60x66...330 (4МСК-10)	К-2Т-К	1,3	9,8	32,7	18,3	25,2	43,5
ЦНСК-300x120...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
Д200x36 (5НДВ), Д320x50 (6НДВ)	К-3Т-Е	3,5	7,2	23,9	6,2	6,8	13,0
Д630x90 (8НДВ)	К-3Т-К	3,5	22,8	75,9	19,5	21,7	41,2
Д1000x40 (14НДС)	К-7Т-К	2,5	26,0	86,6	52,0	24,7	76,7
Д1250x60 (12НДС)	К-7Т-К	3,5	24,5	81,6	49,0	23,3	72,3
Д2500x62 (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-1000x180 (10НМК-2)	К-7Т-К	3,5	26,2	86,6	52,4	24,7	77,1
ЦНС-38x44...220 (3МС-10), ЦНС-60x66...330 (4МС-10)	К-5Т-К	3,5	15,5	31,3	22,1	8,9	31,0
ЦНС-38x25...250 (5МС-7), ЦНС-105x98...490 (5МС-10)	К-5Т-К	3,5	9,6	32,0	13,7	9,1	22,8
ЦНС-180x85...425 (6МС-7)	К-5Т-К	3,5	33,1	110,6	47,3	31,6	78,9
ЦНС-180x476...680 (6МС-7)	К-5Т-К	3,5	47,3	157,6	67,6	45,0	112,6
ЦНС-300x120...600 (8МС-7), ЦНС-300x600...1200 (8МС-10)	К-5Т-К	3,5	27,3	91,0	39,0	26,0	65,0
ЦНС-180x950, 1195, 1422, 1660, 1900	К-5Т-К	3,5	48,4	161,3	69,1	46,1	115,2
ЦНС-500x1900	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			30	-	100	12,500	-	8,333	20,833
	1400 ------ 20			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 - 4500 -------------- 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-5Т-К	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
	1400 ------ 80			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	25,000
	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
	2200/80			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
3.	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	-	19,167	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 кожухотрубчатый с плавающей головкой диаметром корпуса (числитель) и числом трубок (знаменатель)
	325 --- 44	К-7Т-К	12	6	-	20	3,500	-	1,667	5,167
	\frac{476}{112} , \frac{529}{140}			9	-	30	5,250	-	2,500	7,750
	630 ---- 208			12	-	40	7,000	-	3,333	10,333
	720 ---- 280	К-3С-4Т-К	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 кожухотрубчатый 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	134,333
7.	Теплообменник типа "труба в трубе"
	ТТ 7-3	К-7Т-К	12	42	-	140	24,500	-	11,667	36,167
8.	Емкости, объемом, м3
	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			48	-	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
	18Бx152	К-5Т-К	12	440	-	1100	183,333	-	91,667	275,000
	12Бx152	-"-	-"-	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, м2:
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, м3
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, м2
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	9	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 - 80	-"-	"	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, м3
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, м3
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	-"-	"	8	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, м3
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
50	К-11Т-К	12	50	190	41	14	55
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 и конденсатопроводы, проложенные на эстакадах, по стенам зданий 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 непроходных каналах (на 1 км), с условным диаметром, мм
50	К-14Т-К	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	-"-	"	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, м3/час:
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, м3/час
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	-"-	"	180	50	72,0	60,0	132,0
39100 - 50000	-"-	"	210	60	84,0	72,0	156,0
50100 - 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	1,8	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 м2 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-15Т-К	8	10	3,0	1,0	4,5	5,5
300	-"-	"	14	4,5	1,4	6,7	8,1
500	-"-	"	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.	Крюки 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	32,80	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	5,75	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, ад.		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 с 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 сборка 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 сборка блока цилиндров, головки блока и газораспределителя	-"-	1	11,09	§ 39
Разборка, ремонт и сборка коллекторов	-"-	2	0,70	§ 40
Разборка, ремонт и сборка 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
Выточить болт крепления 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	-"-	1	0,22	§ 2
Заточить 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:

Тр = 129,49 + (104,53 x 0,1) = 139,94 чел.-час.

Приложение 31

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СИСТЕМЫ ПЛАНОВОГО РЕМОНТА И НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА РЕМОНТ МЕТАЛЛОРЕЖУЩИХ СТАНКОВ

Вид оборудования	Структура ремонтного цикла	Длительность ремонтного цикла, годы	Нормы времени на один ремонт, чел.-час.			Трудоемкость ремонтов в расчете на год, чел.-час.				Наименование справочника, § норм
			текущий	средний	капитальный	текущий	средний	капитальный	всего
Токарно-винторезные станки, высота центра станка:
200 мм	К-9Т-2С-К	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 ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 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	км	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	3,64	-	-	6,33	§ 60
5.	Произвести сборку А-образных деревянных опор с металлическими стульями	-"-	4	0,48	-	-	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 газорезом и прожиге отверстий	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 КН-12, КН-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	-"-	18	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:
	95 мм2	м	3000	на 100 м 2,12 x 1,2 = 2,54	66,29	66,29	-	§ 69
	35 мм2	-"-	3000	на 100 м 1,4	-	-	36,54	-"-
17.	Устроить двойное крепление проводов на опорах (3 перемычки)	крепление	5	0,67 x 1,2 = 0,8	3,48	3,48	-	§ 72
			5	0,67	-	-	2,91	-"-
18.	Устроить перекидки проводов (линия трехпроводная) через автодорожные магистрали, сечение провода
	95 мм2	перекид	1	0,70	0,61	0,61	-	§ 79
	35 мм2	-"-	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 электромонтажные и электроремонтные работы в нефтяной промышленности. 1984, § 122
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 с опор сечением
	35 мм2	м	3000	на 100 м 0,35	-	-	9,13	§ 89
	до 100 мм2	-"-	3000	на 100 м 0,88	22,97	22,97	-	-"-
4.	Демонтировать линейный трехполюсный разъединитель с установленных опор (скруткой)	разъединитель	1	0,65	0,57	0,57	0,57	§ 96
5.	Демонтировать разрядники (комплект из 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
	до 0,5 т	опора	18	0,25	3,91	-	-	§ 96
	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
	А-образную, вручную	-"-	2	5,27	-	-	9,17	-"-
12.	Собрать опоры по трассе:
	а) металлические и 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 мм2)	-"-	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 каждые 50 м сверх 100 0,03	0,52
	Итого трудоемкость на демонтаж:				14,91

Приложение 34

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СИСТЕМЫ ПЛАНОВОГО РЕМОНТА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Электродвигатели		Структура ремонтного цикла	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		с полной перемоткой обмотки		без перемотки обмотки
				в условиях специализированного предприятия	в условиях мастерских			в условиях специализированного предприятия	в условиях мастерских
						в условиях действующих производственных помещений (цехов)				в условиях действующих производственных помещений (цехов)
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
I. 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	1,8	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	1,98	9,00
40				37,05	42,90	14,95	2,73	4,10	8,58	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	56,90	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
450				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
450				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
750				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
30				23,0	27,0	9,5	1,9	3,63	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, мощностью, кВт:
до 1		К-6Т-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	8,8	1,7	3,47	3,90	1,47	1,42	5,32
6				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	3,68	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 подготовки 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	10,40	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	262,06	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	85,63	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	348,33	555,81
8000				461,92	687,96	501,23	117,94	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				21,00	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	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				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	4,87
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, электрокабелезаматыватель (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, 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
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	30,660	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-6Т-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:
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
ТС-180			79,6	9,6	15,920	7,680	23,600
ТСЗ-4-10			38,2	4,6	7,640	3,680	11,320
ТСЗ-15-22			42,5	5,1	8,500	4,080	<...>
ТСЗ-35-50			47,7	5,7	9,540	4,560	14,100
ТСЗ-100			73,8	8,8	14,760	7,040	21,800
ТСЗ-701			150,8	18,1	30,160	14,480	44,640
ТСВ-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-110М	К-5Т-К	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)	Т	1	-	-	2,9	-	2,9	2,9
Трансформаторы тока напряжением:
до 110 кВ
НКФ-110	К-5Т-К	6	13,7	12,4 (замена масла)	3,7	5,617	3,083	8,700
до 35 кВ
НСМ-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
НСМ-6			4,3	-	0,6	0,717	0,500	1,217
НСМ-10			4,8	-	0,7	0,800	0,583	1,383
НТМК-6			7,2	-	1,5	1,200	1,250	2,450
НТМЦ-6			9,4	-	2,9	1,567	2,417	3,984
НТМК-10			8,1	-	1,6	1,350	1,333	2,683
НТМЦ-10			10,7	-	3,6	1,783	3,000	4,783
Реакторы сухие	К-4Т-К	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
ВМ-16, ВМ-14			13,3	1,0	4,4	2,383	3,667	6,050
МКП-35	К-5Т-К	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, ВМИ-35, ВТ-35, ВТД-35, С-35			26,9	2,5	7,4	4,900	6,167	11,067
НМП-35П, НМПЭ-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	8,067	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
Разъединители 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
РСНЗ-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			15,9	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 ЗОН-110М, 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-3Т-К	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			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	6,0	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	К-11Т-К	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
Контроллеры магнитные крановые переменного тока для управления одним двигателем мощностью, кВт:
6 - 36	К-11Т-К	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 переключатели 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 и 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
98 - 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			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-5Т-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	К-11Т-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-5Т-К	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 ПДМП
на подстанцию	К-5Т-К	6	148,5	11,4	24,75	9,5	34,25
4. Подстанции комплектные типа ПДМБ
Промысловые трансформаторные подстанции	К-5Т-К	6	163,8	12,6	27,30	10,50	37,80
5. Столбовые (мачтовые) трансформаторные подстанции
На подстанцию	К-5Т-К	6	43,7	3,4	7,28	2,83	10,11
6. Станция 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, мм2:
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, мм2:
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, мм2:
15 - 35	К-Т-К	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, мм2:
1,5 - 6	К-5Т-К	12	6	2	0,500	0,833	1,333
10 - 16			8	2,5	0,867	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, мм2:
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
95 - 120			25	7,4	2,083	3,125	5,208
то же, с затягиванием трех проводов сечением, мм2:
1,5 - 6	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	2,750	4,167	6,917
то же, с затягиванием четырех проводов сечением, мм2:
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 - 35			22	7	1,833	2,917	4,750
50 - 70			32	9	2,667	3,750	6,417
95 - 120			41	12	3,417	5,000	8,417
Внутрипроходные силовые сети, проложенные в трубах, в помещениях с повышенной опасностью на 100 м провода с затягиванием одного провода сечением, мм2:
1,5 - 6	К-5Т-К	6	6	2	1,000	1,667	2,667
10 - 16			8	2,5	1,333	2,083	3,416
25 - 35			11	3,6	1,833	2,917	4,750
50 - 70			14	4,2	2,333	3,500	5,833
95 - 120			17	5	2,833	4,167	7,000
то же, с затягиванием двух проводов сечением, мм2:
1,5 - 6	К-5Т-К	6	9	3	1,500	2,500	4,000
10 - 16			11	3,5	1,833	2,917	4,750
25 - 35			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, мм2:
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	13,833
то же, с затягиванием четырех проводов сечением, мм2:
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
25 - 35			22	7	3,667	5,833	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, мм2:
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, мм2:
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, мм2:
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
2400			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 и однолинейного провода сечением, мм2:
до 35	К-9Т-К	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	16,200	22,200
То же, на металлических и железобетонных опорах, мм2:
до 35	К-4Т-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 магистральные на 100 м	К-4Т-К	6	60	20	10,000	13,330	23,330
Заземляющие проводники воздушных линий электропередачи 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, Ач:
60 - 100	К-9Т-К	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, Ач:
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, Ач:
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, Ач:
60 - 100	К-9Т-К	10	40	6	4,00	5,40	9,42
250 - 300			48	7	4,80	6,30	11,10
400 - 500			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, Ач:
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
То же, напряжением 48 В, емкостью, Ач:
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, Ач:
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, Ач:
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, напряжением 220 В, емкостью, Ач:
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 намазными положительными и отрицательными пластинами в закрытых сосудах напряжением 12 - 24 В, емкостью, Ач:
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, Ач:
до 72	К-2Т-К	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, Ач:
до 72	К-2Т-К	3	160	40	53,33	26,67	80,00
144			175	40	58,33	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 110 В, емкостью, Ач:
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, Ач:
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, 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
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 повышения 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, 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
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 преобразователи 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	28	80,000	84,000	164,000
1000			130	45	130,000	135,000	265,000
Однопостовые сварочные выпрямители 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 мощностью, 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.
				капитальный	текущий	капитальный	текущий	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	81,9	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	К-5Т-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)	электрокран-балки
	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	68,66	227,37
	10			136,1	294,8	186,38	80,58	266,97
	15			146,2	316,7	200,20	86,57	286,77
	20			196,6	425,9	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.
			текущий	капитальный	текущий	капитальный	всего
1	2	3	4	5	6	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-23Т-К	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
I. 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 (п. п. 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-250-1000			41,90
	ЭЦН5А-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
	ПЭД-40-103			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-40-103			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-32-103			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-28-103			12,92
	ПЭД-32-103			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-40-103			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 (п. п. 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 (п. п. 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 (п. п. 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
8.	Испытание изоляции провода для обмотки статора ПЭД			0,42
9.	Промывка и просушка статора ПЭД			4,39
	Всего на капитальный ремонт (п. п. 1 - 9)			143,11
	Всего на текущий ремонт (п. п. 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 Б		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			5,95
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			0,95
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
I. 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 на 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 диэлектрическую 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
IV. 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
III. Текущий ремонт
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 расстоянии 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	1,36
	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 расстоянии 70 - 100 мм
	зачистить оголенные жилы наждачной бумагой и произвести их скрутку
	заделать оголенные жилы под зажимы
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:	0,18
	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	-
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 м3	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 м3	0,07
4.	Заправка автоцистерн. Открытие задвижки у булита с готовой технологической жидкостью, наблюдение за заполнением автоцистерны	1 м3	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	К-2Т-С-К	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-Р3	К-2Т-С-К	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	К-Т-К	0,4	-	1,27	0,4	-	1,27	1,67
Манометры
Манометр с электрической передачей МЭД-2309	К-Т-К	1,32	-	4,02	1,32	-	4,02	5,34
Манометр самопишущий ИСТМ-410, МГ-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 ЭКМ-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 МС-П2, МС-П1, МС-П2, МС-П18	К-Т-К	2,77	-	4,35	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	0,35	-	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	7,05
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	К-6Т-С-К (24 мес.)	1,44	2,75	3,92	4,32	1,37	1,96	7,65
РУПШ, ЕНП-10 ФЛИГТ		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 РС, МОМ	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	К-2Т-С-К	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 Кор-МасI, "Солартрон"	-"-	14,54	46,56	46,54	29,08	46,56	73,14	148,78
Кор-МасII	-"-	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
уровнемер	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 1ПА-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 °C	К-2Т-С-К (24 мес.)	1,25	5,56	7,94	1,25	2,78	3,97	8,00
- блок питания ЭТ-П500 °C	-"-	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 СНК, "Сигнальщик"
блок датчика	-"-	0,88	3,04	4,3	1,76	3,04	4,3	9,1
вторичный прибор	-"-	1,3	4,47	6,39	2,6	4,47	6,39	13,46
Сигнализатор падения давления СПДП, 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 СУХ-1, СУХ-1с, СУХ-2, ДУХ	-"-	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-О	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, 25С3НЖ)	-"-	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, ПРЗ-31, -35	К-Т-К	1,7	-	7,08	1,7	-	7,08	8,78
Регулятор ПР-1,5; 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 КТТ-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 ТГС-711, 712, ТПГ-СК, ТПГ-180, ТГ-20, 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	0,08
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 КСД3	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 ВИР, УП, АК-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 ВС-10-34, ВС-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, ПЖ-21, РПУ-1,2, РН-94, ПЭ-5, ВНР КР IIШ	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				Трудоемкость выполнения ремонтов (обслуживаний), чел.-час.				Трудоемкость ремонтов (обслуживаний) в расчете на год, чел.-час.
			ТО	Т	С	К	ТО	Т	С	К	ТО	Т	С	К	Всего
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1.	Стойка автоматики	ЦНС	12	6	0,56	0,28	0,98	5,75	44,24	110,78	11,76	34,50	24,77	31,02	102,05
2.	Датчик утечки сальников		12	6	-	0,14	0,33	1,38	-	9,82	3,96	8,28	-	1,37	13,61
3.	Поточный влагомер	УВН-2МС
3.1.	Емкостной датчик		24	0,4	-	0,666	0,33	1,58	-	3,71	7,92	0,63	-	2,47	11,02
3.2.	Блок питания		12	2	0,666	0,333	0,60	1,05	2,53	5,96	7,20	2,10	1,68	1,98	12,96
3.3.	Блок измерения		24	4	1	0,333	0,615	1,17	4,49	8,72	14,76	4,68	4,49	2,90	26,83
4.	Поточный влагомер	Фотон
4.1.	Измерительный преобразователь		24	4	0,666	0,333	1,28	2,34	8,99	17,38	30,72	9,36	5,99	5,79	51,86
4.2.	Блок управления		24	4	0,666	0,333	0,98	2,98	9,43	54,97	23,52	11,92	6,28	18,31	60,03
4.3.	Блок регистрации		12	24	0,8	0,4	0,53	4,54	9,10	13,78	6,36	108,96	7,28	5,51	128,11
4.4.	Узел подготовки пробы (двигатель, клапан)		260	4	0,666	0,333	1,64	2,87	8,2	14,76	426,40	11,48	5,46	4,92	448,26
4.5.	Нормирующий преобразователь	НП-1-1М	24	4	1,0	0,333	0,64	1,17	4,49	8,72	15,36	4,68	4,49	2,90	27,43
5.	КТС ЛИИС
5.1.	Учетное устройство	2, 2М	260	12	0,4	0,2	2,46	6,56	14,76	82,0	639,60	78,72	5,90	16,40	740,62
5.2.	Устройство ввода буквенно-цифровой информации на печать ЭУМ-23		260	12	0,4	0,2	0,41	1,64	4,10	9,84	106,60	19,68	1,64	1,97	129,89
5.3.	Перфоратор ленточный	ПЛ-80	48	12	0,4	0,2	0,41	1,64	4,92	9,84	19,68	19,68	1,97	1,97	43,30
6.	Инерционный магнитный выключатель	ИМВ-1М	12	2	-	0,666	0,37	1,11	-	5,33	4,44	2,22	-	3,55	10,21
7.	Переключатель скважин	ПСМ-4	24	4	1	0,333	0,754	4,24	5,26	6,06	18,10	16,96	5,26	2,02	42,34
8.	Устройство регулирования расхода		12	2	0,666	0,333	0,33	1,56	2,79	3,48	3,96	3,12	1,86	1,16	10,10
9.	Блок местной автоматики		24	4	1	0,333	0,66	1,80	4,26	10,25	15,84	7,20	4,26	3,2	30,73
10.	Устройство телемеханики	ТМ-600М	260	12	2	0,333	6,56	13,12	39,36	410	1705,6	157,44	78,72	136,53	2078,29
11.	Аппаратура контролируемых пунктов системы телемеханики ТМ-600М		24	4	0,4	0,2	1,64	3,28	13,12	19,68	99,36	13,12	5,25	3,94	61,67
12.	Устройство телемеханики	ТМ-300	260	12	2	0,333	6,56	26,24	65,60	738,00	1705,60	314,88	131,20	246,75	2397,43
13.	Блок управления индикации	БУИ	12	4	0,666	0,333	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	1 м	0,0038
2. Калибровка труб	1 м	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 обожженных 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 пескоструйкой
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	0,177

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 1 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

---