Главная Иски Инструкция по обслуживанию газового пожаротушения. Заправка и ремонт модулей газового пожаротушения: особенности, периодичность и нормативная база. Как производится освидетельствование баллонов с готв

Инструкция по обслуживанию газового пожаротушения. Заправка и ремонт модулей газового пожаротушения: особенности, периодичность и нормативная база. Как производится освидетельствование баллонов с готв

Иркутская ТЭЦ-9 является тепловой электростанцией, расположенной в городе Ангарске Иркутской области.

Сегодня станция входит в состав российской энергетической компании ОАО «Иркутскэнерго» на правах производственного филиала, обеспечивая паром, тепловой и электрической энергией местных жителей, а также крупнейшее промышленное предприятие города – Ангарскую нефтехимическую компанию.

Установленная электрическая мощность Иркутской ТЭЦ-9 равна 475 МВт, установленная тепловая мощность – 2,28 тыс. Гкал/час.

Решение о строительстве теплоэлектроцентрали в городе Ангарске, необходимой для удовлетворения энергетических нужд Ангарского нефтеперерабатывающего завода, было принято в июле 1958-го года. Разработка проекта станции была завершена сотрудниками Ленинградского отделения Всесоюзного Государственного проектного института «Теплоэнергопроект» в июле 1959-го года.

Ввод в промышленную эксплуатацию первого котельного агрегата и турбины был произведен 16-го мая 1963-го года. Полностью оборудование первой очереди станции было смонтировано в конце 1969-го года. На тот момент установленная мощность станции была равна 300 МВт, выработка электроэнергии составляла 922,372 тыс. кВт∙ч, отпуск тепловой энергии – 3,521.6 млн. Гкал, удельный расход топлива на отпуск электрической энергии – 205,9 тонн на кВт∙ч, удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии – 169,8 кг/Гкал, коэффициент использования тепловой мощности – 42,3%.

В качестве основного топлива на станции должны были использоваться отсевы обогатительных фабрик Черемховского угольного разреза, однако в декабре 1968-го года было решено сжигать в котлах Иркутской ТЭЦ-9 уголь Азейского месторождения.

Для покрытия тепловых нагрузок в 1975-1980 годах было принято решение о поэтапном увеличении мощности ИТЭЦ-9 с 300 до 760 МВт. Данный план предполагал собой установку 4 турбоагрегатов (1хТ-100-130, 2хР-100-130 и 1хПТ-135-130), а также 9 котлоагрегатов ТП-81 (производительность 420 тонн пара в час).

Первый этап расширения Иркутской теплоэлектростанции № 9, в рамках которого к 1980-му году на ТЭЦ были установлены 2 котла ТП-81 (№ 7 и 8), 3 пиковых водогрейных котла ПТВМ-100 и турбина Т-100-130 (№ 7), позволил увеличить ее установленную электрическую мощность до 410 МВт. После этого выработка электрической энергии составила 2,338 млн. кВт∙ч, а отпуск тепла – 6,246.47 млн. Гкал.

Технический проект 2-го этапа расширения станции с 410 до 510 МВт включал в себя установку 3 котлов ТП-81 (№ 9-11) турбины Р-100 (№ 8), 2 бойлерных установок (№ 9 и 10) мощностью 200 Гкал/час каждая и системы горячего водоснабжения (УГВ-2).

Фактически основной объем работ по второму этапу расширения станции был завершен в 1989-ом году с вводом в эксплуатацию котла № 11 и бойлерных установок. В следующем году был произведен демонтаж всех 3 пиковых водогрейных котельных агрегатов.

Появление ТЭЦ нефтеперерабатывающего завода в Ангарске, позже получившей имя ТЭЦ-9, пришлось на эпоху больших строек: Ленинградское отделение института «Теплоэнергопроект» разработало проектное задание на строительство ТЭЦ в 1957 году, в июле 1958-го был заложен первый камень, а через год будущая станция была передана в энергосистему «Иркутскэнерго». Пуск первого котлоагрегата и турбины состоялся 16 мая 1963 года. По проекту установленная мощность станции равнялась 300 МВт, выработка электроэнергии – 922,372 тыс. кВт/ч.

– Прежде «девятка» была первой в Приангарье по тепловой мощности, – говорит Александр Цветков, – и сегодня ТЭЦ-9 – одна из крупнейших в Иркутской энергосистеме: установленная тепловая мощность станции составляет 2456,6 Гкал/час. Однако с развитием Иркутска, где потребности в тепле росли более интенсивно, Ново-Иркутская ТЭЦ её обогнала. Установленная электрическая мощность – 540 МВт, ТЭЦ-9 сегодня опережает лишь рядом стоящая «десятка», которая является ГРЭС, и Ново-Иркутская ТЭЦ.

– Сегодня чем гордится станция?

– «Девятка» всегда славилась в первую очередь персоналом. С ТЭЦ-9 вышли многие замечательные специалисты, очень интересные люди. Достаточно назвать несколько славных имён: Борис Петрович Варнавский, Виктор Митрофанович Боровский, замечательный директор Виктор Александрович Филатов. Первым руководителем станции была Софья Андреевна Мотыгина, личность легендарная. Сейчас ей 93 года, она живёт в Ростове и по-прежнему следит за событиями в энергетике. Совсем недавно Софья Андреевна прислала письмо на адрес коллектива и директора ТЭЦ-9, в котором она вспоминает время работы на станции как самые яркие годы своей жизни.

Многие приходили на «девятку» с ТЭЦ-1, а отсюда – на разные станции энергосистемы и даже за её пределами. Здесь всегда уделялось большое внимание подготовке персонала, «девятка» – настоящая кузница кадров.

– Сколько человек сегодня работают на станции?

– Около 550 сотрудников. Десять лет назад здесь работали 1300 человек, затем начался вывод непрофильного бизнеса – отделилось охранное предприятие, столовая, транспорт и гаражное хозяйство, в 2004 году образовался «Спецэнергоремонт», куда вошли два наших цеха.

– Что можно сказать о составе сотрудников?

– Средний возраст работников – порядка 47–50 лет. Мне самому в прош-лом году исполнилось 50, директору станции столько будет в этом году. Если говорить об образовании, в котельном и турбинном цехе много специалистов с высшим образованием, причём именно энергетическим. Пожалуй, около 60% оперативного персонала имеют высшее техническое образование, а если взять в общем, наверное, эта доля составит около 40%.

– У «девятки» есть какие-то свои, особые традиции?

– Важная традиция – ежегодное чествование ветеранов Великой Отечест-венной Войны и производства. Мы их не забываем, собираем здесь на 9 мая, да и вообще поддерживаем с ними отношения. Стараемся помогать, если у ветеранов возникают какие-то трудности.

Остальные традиции простые, жизненные. Весной – наведение порядка на территории, летом, когда персонал разгружен, – наведение порядка внутри станции.

Каждый год в мае проводится соревнование среди сотрудников по пожарно-прикладному мастерству, участвуют порядка 12 команд. Уже около 10 лет проводим состязания по профмастерству среди оперативного персонала. В них участвуют котельный, турбинный, химический цеха, электроцех, цех топливоподачи. В профессиональный праздник – День энергетика – награждаем отличившихся. В мае будет проводиться конкурс профессионального мастерства «Иркутскэнерго». Мы, естественно, будем в нём участвовать, команда ТЭЦ-9 начала готовиться заранее. Такие соревнования дают сотрудникам видение перспектив карьерного роста, руководству – информацию о потенциале работников.

Из года в год наша лаборатория контроля металлов, созданная в 2000 году, участвует в российских соревнованиях по своему профилю. В этом году дефектоскопист Евгений Болдаков занял призовое третье место. Это тоже наша гордость.

– А вы давно работаете на станции?

– Да, в следующем году будет 30 лет. Окончил Иркутский политехнический институт в 1984-м, а в октябре того же года устроился на ТЭЦ-9.

– С какой должности начинали?

– Все, кто приходит с высшим образованием, начинают в котельном цехе с должности машиниста-обходчика гидрозолоудаления IV разряда, в турбинном цехе – машиниста-обходчика турбин

IV разряда. Потом постепенно поднимаешься по традиционной для энергетика лестнице. Я начинал с котельного цеха. Позже поступали предложения с других станций, даже из Москвы, но я прирос к «девятке», к тому же здесь семья и родители.

– За тридцать лет станция, наверное, сильно изменилась?

– Две недели назад сюда приходил один из наших ветеранов, Анатолий Иосифович Бурлак, ещё одна легенда ТЭЦ-9.

И вот у меня возникло предложение: «Анатолий Иосифович, вы уже 14 лет на станции не работаете, давно в цехе не были. Пойдёмте?». Мы взяли каски, пошли в турбинный цех, прошли по восьмой отметке, я показал нововведения. Затем дошли до совершенно новой четвёртой бойлерной, построенной в стеснённых условиях. Зашли на групповой щит, там как раз дежурил машинист Виктор Михайлович Ермолович, тоже давно работающий на станции. Показали Бурлаку третий и четвёртый котлы – панели управления нет, зато стоят 8 мониторов, где видны все параметры, и две клавиатуры. Анатолий Иосифович посмотрел на это всё и сказал: «Я на этой станции не работал». Так всё изменилось.

Конечно, у тех, кто работал раньше, были другие задачи: новая станция, новые котлы с двусветным экраном ТП-85 проектировались под черемховский уголь, а с конца 1960-х стал поступать азейский. Котлы и поверхности нагрева вели себя плохо, нашим предшественникам пришлось сделать серьёзную реконструкцию. Надо сказать большое спасибо бывшему директору станции Геннадию Петрович Жидяевскому, бывшему главному инженеру Геннадию Васильевичу Одякову. Перечислять фамилии можно долго. Они довели оборудование до состояния, в котором оно могло надёжно работать и нести нагрузку, близкую к номинальной, не шлаковать и соблюдать все режимы. Нам было уже немного легче. А сейчас уже можно уделять внимание эстетике. Хотя и сегодня мы следим за развитием технологий, движемся вперёд.

– В каком состоянии оборудование станции сегодня?

– Если первое, чем мы гордимся, – люди, то второе – сама станция. Износ основных фондов – котлов, турбин – по бухгалтерским оценкам – 50-60%, но если рассматривать физическое состояние – около 40%. Да, оборудование не новое, сложное, но мы его поддерживаем ремонтами и инвестициями в хорошем состоянии, оно надёжно отапливает Ангарск.

За последние годы завершены крупные инвестиционные проекты: в 2010 году – строительство теплотрассы №6, пуск турбины №8 в позапрошлом году с установкой РОУ, что позволило снять с неё ограничения и взять номинальные 100 МВт, в прошлом году – строительство новой бойлерной №4 и снятие ограничений с турбины №4. Эти проекты позволили увеличить располагаемую мощность до 540 МВт. В декабре станция набрала рекордные 570 МВт. В последние годы мы забрали часть нагрузки с ТЭЦ-10: Юго-Западный и Юго-Восточный районы, район АЭХК и птицефабрики.

– Планируются ли новые масштабные инвестпроекты на ближайшие годы?

– Такие крупные – пока нет. Однако в этом году нам предстоит большая работа по трассам ГЗУ. За три года мы должны переложить трассы ГЗУ на новое место, так как есть сложности из-за их прохождения вблизи Восточно-Сибирс-кой железной дороги. Проект объёмный, на 15 миллионов рублей. Второй проект, который мы начинаем в этом году, – противопожарная система топливоподачи. Много работаем над автоматизацией. На «девятке» совместно с инженерным центром «Иркутскэнерго» за последние четыре года автоматизировано семь котлов. В этом году мы автоматизируем ещё два, а в 2014 году – два последних. Новая бойлерная №4 выполнена уже с АСУ. В планах – перевести восьмую, девятую, десятую бойлерные на систему автоматизации. Со следующего года начнём автоматизацию топливоподачи, а затем, думаю, подойдём к турбинам.

В этом году также делается проект теплотрассы №1 в сторону ТЭЦ-1, которая станет своеобразной перемычкой между двумя теплоисточниками в системе теп-лоснабжения горячей водой, строительство запланировано на 2014-2015 годы. Переброс нагрузки с ТЭЦ-1 на ТЭЦ-9 поз-волит взять Ангарск и Ангарский район в энергетическое кольцо, снизить себестоимость энергии и минимизировать рост тарифов, поскольку на «девятке» более экономичное оборудование.

– Расскажите, пожалуйста, о планах на этот год по ремонтной программе.

– Этот год мало чем отличается от предыдущих, потому что обычно в среднем, капитальном или расширенном текущем ремонте находятся два-три котлоагрегата и одна-две турбины. Это рутинная работа.

– ТЭЦ-9 изначально проектировалась как станция нефтеперерабатывающего завода. Есть ли какие-то особенности в работе в связи с этим?

– Законы экономики говорят, что для производителя важен любой потребитель, надо его завоёвывать, то есть выдавать товар хорошего качества. Примерно 10–15% тепла в парах потребляет нефтехимический комбинат, остальное уходит в город, где есть не только население, но и менее крупные производства. Раньше доля комбината была больше. В 1980-е годы «девятка» отдавала на нефтехимическую компанию 1000–1200 тонн пара различных параметров в час, в настоящее время – порядка 250–300 тонн. Показатель упал в тот период, когда почти все предприятия сокращали нагрузку, выпуск продукции. Затем АНХК начала развивать свой тепловой бизнес. Четвёртая и восьмая турбины Р-100 на «девятке», которые ставились в советское время именно для того, чтобы выдавать такие мощные пары, стали невостребованными. Ряд мероприятий, о которых я раньше говорил, позволили нам включить это оборудование в работу, используя его зимой для теплофикации.

– Как станция прошла эту зиму?

– Отопительный сезон прошёл ровно. Зима была холодной, но для нас было важно, что мы выдержали также хорошие электрические нагрузки в связи с вводом Богучанской ГЭС. Считаю, мы отработали достойно.

– Каким вы видите развитие станции в долгосрочной перспективе?

– Есть новые технологии, которые буквально врываются в жизнь. На этой площадке, где есть инфраструктура, мы можем менять оборудование на более совершенное – например, с приходом газа, о котором много говорится в Иркутской области, это могут быть парогазовые турбины. Пока газ дороговат, однако такие возможности рассматриваются. Не последний фактор – экология. Пора говорить об электрофильтрах. В наших стеснённых условиях ставить их трудно и дорого, однако к этому надо стремиться, поскольку, повторю, экологические вопросы очень важны. Ну а главная задача остаётся прежней – надёжно снабжать город теплом, тем более на «девятке» теперь больше ответственности.

Сегодня в филиалах компании действуют 43 «эталонных участка», ещё восемь с начала 2010 года организованы на угольных предприятиях ООО «КВСУ». В проекте уже задействовано более четырёх тысяч человек. В целях развития производственной системы на 2010 год значатся создание «эталонных участков» в каждом филиале энергоугольной компании и обучение 2500 человек персонала принципам «бережливого производства». О промежуточных результатах реализации программы и философии Кайзен рассказал директор ТЭЦ-9 Олег Посёлкин.

- Олег Николаевич, с чего «Развитие производственной системы» началось лично для вас?

Любые реформы начинаются с головы. Вот и для меня этот проект начался с изменения собственного сознания. В 2005 году я обучался в высшей школе менеджмента МВА, там ознакомился с основными принципами японской философии Кайдзен. Уникальность этой философии заключается в том, что, разрушая привычные стереотипы мышления, мы получаем редкую возможность увидеть в столь привычных картинах производства не просто «нарушения технологического цикла» - поломки, течи и бреши, а скрытые потери. Более того, Кайзен учит нас не только их видеть, но и не проходить мимо, постоянно совершенствуя процесс производства.

- И вы «принесли» это понимание в свой филиал?

Могу сказать, что в 2006 году, когда на ТЭЦ-9 всё только начиналось, я привлёк людей к первому эксперименту, проводимому на ГрЩУ (групповом щите управления). Тогда мы собрали оперативный персонал, детально проработали все операции, выполняемые оператором за смену, увидели «лишние» передвижения, ненужные в работе операции машиниста щита, недостаток информации и трудоёмкие процессы контроля. Это дало мелкие улучшения - у операторов появились радиотелефоны, персонал стал более мобильным, на мониторы были выведены самые необходимые параметры, были заменены рабочие столы, визуализированы инструкции и средства контроля за ними. Но это ещё не было системой, а главное - не поменялось сознание.

Летом 2006 года мы провели первый серьёзный семинар «Инструменты бережливого производства» с привлечением опытных консультантов. Его участниками стали 15 человек из всех подразделений филиала. На семинаре были рассмотрены основные принципы, по которым работает производственная система: «Планируй, Действуй, Контролируй, Активируй». Это цикл Деминга , который должен постоянно находиться в движении: что-то на стадии планирования, что-то уже действует, какие-то процессы анализируются и, усовершенствованные, снова уходят в производство. Изучив более десяти инструментов, которыми предлагает пользоваться Кайзен, практическое применение у нас получили четыре основных. Это анализ производственных потерь и ошибок, 5S - принципы бережливого производства, система комплексного обслуживания оборудования силами собственного персонала, а также закрепление любого улучшения стандартами. Мы поняли, как и где находить потери, что является потерей, а что - необходимой затратой, почему нельзя создавать запасы и как они тянут нас «на дно».

Вернувшись на свои рабочие места, люди стали находить все семь видов потерь, вслед за этим начались преобразования, которые, в свою очередь, выливались в эффекты экономии - первые из них составили около двух миллионов. В конце первого обучающего модуля я попросил участников написать эссе - небольшой отзыв о том, что они приобрели и насколько значимыми оказались для них эти знания. Получив обратную связь, я чётко понял, что это действительно необходимо, - изменилось наше мышление, начало приходить понимание: мы видим проблемы, готовы их решать, а значит, движемся вперёд.

Со временем в филиале появлялось всё больше эталонных участков, вовлечённых в процесс развития производственной системы, а с 2008 года проект начал действовать полностью по энергосистеме. Сегодня на нашей станции 15 эталонных участков с общей численностью вовлечённых сотрудников более 900 человек. Фактически полученный эффект за время действия проекта с 2008 года по сегодняшний день составил порядка 80 млн. рублей.

Всегда ли приходилось использовать свой «административный ресурс» для вовлечения новых сотрудников в проект?

Вовсе нет! Постепенно заинтересованность людей росла. Глядя на изменения, которые происходили на «эталонных участках», приведённые в порядок рабочие места, предложения по повышению эффективности, за которые можно получить материальное поощрение, умение работать в команде и так далее, многие проявили искренний интерес к проекту «Развитие производственной системы» и создали у себя в подразделении новые «эталонные участки».

Одним из таких наглядных примеров на нашей станции является коллектив турбинного цеха, который около года назад стал активным участником проекта. Сначала ребята обменивались опытом с турбинным цехом участка № 1 ТЭЦ-9, когда при одинаковой специфике работы, как оказалось, можно иметь другие взгляды на обслуживание оборудования, пользоваться иной системой управления в работе. Затем буквально «загорелись». Под руководством начальника смены Максима Бурдуковского коллектив создал у себя в цехе что-то вроде «кружка качества». Сегодня его творческий потенциал позволил сгенерировать небольшие идеи по изменению технологии водоподготовки в план реконструкции части турбинного цеха. Ребята смогли доказать необходимость изменений на самом высоком уровне и защитили эти проекты на производственном совещании с участием технического директора ТЭЦ-9.

Получается, что производственная система позволяет не только искать потери и экономить, но ещё и совершенствовать отдельные процессы или участки производства.

Олег Николаевич, вы сказали, что за предложения по повышению эффективности можно получить материальное вознаграждение. Какие ещё методы помогают повысить заинтересованность?

На самом деле материальный метод повышения мотивации не самый действенный. Да, он способен дать побуждение к действию, создать некий полюс притяжения на первом этапе - чтобы зажечь и вовлечь. Подоплека материального зачастую стоит за чем-то большим, за внутренним. Если ценные предложения остаются невостребованными, это обязательно отрицательно отразится на инициативности, поэтому мы используем такие средства визуализации, как стенды, на которых каждый может разместить свои предложения, плазменные панели с лучшими предложениями месяца и фотографиями авторов этих предложений. Но самое эффективное - когда человек видит, что его предложения внедряются, участвует в этом сам и когда это оказывается нужным производству и приносит пользу. Это мощный внутренний стимул для дальнейшего развития.

- Возникают ли трудности с реализацией новых предложений?

Расскажу на примере. Не так давно от цеха топливоподачи участка № 1 ТЭЦ-9 поступило предложение о необходимости приобретения сотового телефона для облегчения связи между оператором и машинистом тепловоза при приёмке угля. Это предложение было тщательно рассчитано, сэкономленные минуты переложены в трудозатраты и деньги. В результате предложение было признано грамотным и рекомендовано к внедрению. Но в проекте «Развитие производственной системы» не предусмотрено статьи расходов на приобретение дополнительных средств, сегодня мы можем выделять их только из собственных ресурсов. В этой ситуации телефон мы, конечно, приобрели, но несколько других подобных предложений остались нереализованными. С идеей о создании «фонда быстрых побед» мы вышли на руководство компании. Такой фонд позволил бы воплотить в жизнь многие рациональные идеи, требующие оперативности, что в итоге принесло бы прибыль компании.

Другая проблема, которой мы уделяем особенное внимание и находимся на пути её решения, лежит в области отношений с внешними поставщиками. Мы стремимся выстроить систему отношений с компаниями, входящими в состав ОАО «Иркутскэнерго», следуя принципу Кайзен «Just-in-Time» - «точно вовремя». При своевременности поставок и услуг экономится ценнейший ресурс - время, что, в свою очередь, позволяет не тормозить производственные процессы. Уверен, что в дальнейшем мы сумеем достичь этого и с внешними партнёрами.

Олег Николаевич, вы часто оперируете понятиями Кайзен. Считаете ли вы, что японская философия подходит к нашему менталитету и прижилась в энергосистеме?

Считаю, что не нужно быть категоричным в вопросах «чужой идеологии». Если эти принципы реально помогают повысить эффективность нашего производства, то почему мы их должны отталкивать? В Японии, кстати, это тоже не сразу нашло понимание. Концерн «Тойота» прошёл долгий путь, прежде чем оказался, по оценкам мировых экспертов, компанией с идеально выстроенной производственной системой.

Сегодня я готов доказывать, что производственная система - это то, что нужно развивать в ОАО «Иркутскэнерго». Я вижу определённые проблемы, у нас их очень много, и не только на производстве, но и в менталитете, в собственных стереотипах мышления. В понимании Кайзен проблемы - это богатство. Если мы их видим, значит, имеем возможность их решать. И мы будем это делать.

- Расскажите о ближайших планах станции в части развития производственной системы.

Оборудование, персонал и взаимодействие между ними - это основа производственной системы. Эталонные участки ТЭЦ-9 подбираются таким образом, чтобы можно было охватить весь производственный процесс выработки энергии, а также наиболее трудоёмкие процессы - ремонт и техническое обслуживание оборудования. У нас есть комплекс задач на ближайшее время, есть направления деятельности, и эти направления мы будем наполнять мероприятиями. Нас ждёт огромный пласт работы по ремонтной деятельности - люди должны почувствовать себя хозяевами процессов, осознать, что именно они управляют этими процессами. Задача руководства при этом - создать безопасные условия труда, обеспечить качественным инструментом, грамотной поддержкой персонала в обучении, возможностью самореализации и карьерным ростом.

Производственная система в определённом смысле требует от участников процесса самоотдачи. А что, кроме поощрений, можно ожидать в ответ? Предусмотрены ли, например, какие-то социальные гарантии?

Большинство из нас, как правило, понимают социальные гарантии как определённый пакет услуг: медицинское и пенсионное страхование, дотации на питание, бесплатный проезд и тому подобное. Это очень важно, и мы это понимаем. Но есть гарантии несколько иного плана. Мы стремимся показать заинтересованность в сотруднике - с точки зрения его обучения и развития, спецподготовки, сопровождения его карьеры. В целом то, что может дать самые, пожалуй, важные гарантии: «Я не потеряю работу, я ценный сотрудник». В некоторых западных компаниях есть пожизненные контракты и пожизненные социальные гарантии. Для нас это ещё впереди.

Марина ЗЕЛЕНЦОВА

Виктория Непогодина. ТЭЦ-9, построенная в Ангарске более 50-ти лет назад, на протяжении долгого времени занимает лидирующее положение по тепловой мощности в Иркутской области. Теплоэлектроцентраль является крупным филиалом ПАО "Иркутскэнерго" и типичным представителем современной энергетики России. Об истории строительства и расширения, современном положении, производственном процессе и экологической нагрузке ТЭЦ – в материале ИА IrkutskMedia.

История строительства и расширения ТЭЦ

Проектное задание на строительство ТЭЦ нефтеперерабатывающего завода было разработано 14 марта 1957 года ленинградским отделением Всесоюзного государственного проектного института "Теплоэнергопроект" в соответствии с заданием ГлавНИИ Миннефтепрома и согласно указанию Госэкономкомитета Совета Министров СССР. Строительство ТЭЦ НПЗ началось в комплексе Ангарского нефтеперабатывающего завода в июле 1958 года. Распоряжением по Иркутскому совнархозу №764 от 16 июля 1959 года ТЭЦ НПЗ с 1 июля 1959 года была передана в энергосистему "Иркутскэнерго" с присвоением ей наименования "Иркутская ТЭЦ-9" .

Пуск первого котлоагрегата и турбины был произведен 16 мая 1963 года. Установленная мощность станции в конце 1969 года равнялась 300 МВт. Выработка электроэнергии составляла 922, 372 тысячи кВтч, отпуск тепловой энергии – 3521,6 тысячи Гкал, удельный расход топлива на отпуск электроэнергии – 205,9 т/кВтч, удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии – 169,8 кг/Гкал, коэффициент использования тепловой мощности – 42,3%. С декабря 1968 года основным видом топлива для ИТЭЦ-9 определили уголь Азейского месторождения.

Для покрытия тепловых нагрузок в 1975-1980 годах на основании задания на проектирование, утвержденного заместителем министра энергетики и электрификации СССР от 2 июля 1970 года сибирским отделением "ВНИПИэнергопром" был выполнен технический проект расширения ИТЭЦ-9, который осуществлял увеличение установленной мощности станции с 300 тысяч кВт до 510 тысяч кВт. Строительство проходило в два этапа. Первый закончился в 1980 году, мощность ИТЭЦ-9 составляла 425 тысяч кВт. Далее к 1989 году закончился второй этап расширения станции до 510 тысяч кВт.

Современное состояние

В настоящий момент ТЭЦ-9 является крупным филиалом компании "Иркутскэнерго". Станция включает в себя ТЭЦ-9, участок №1 ТЭЦ-9 (бывшая ТЭЦ-1) и ангарские тепловые сети. Образование единого теплого узла, в который вошли ТЭЦ-1 и ангарские тепловые сети, произошло 1 июля 2005 года. Протяженность тепловых сетей к 2016 году составила порядка 442,2 км. Общая пропускная способность оценивается в 1890 Гкал/ч. Станция обеспечивает теплом, электроэнергией и производственным паром различных параметров промышленные площадки Ангарской нефтехимической компании и население города. На сегодняшний момент установленная электрическая мощность составляет 540 МВт, тепловая – 2402,5 Гкал/ч. Сжигаемое топливо – бурый и каменный уголь.

На данный момент разработан инвестиционный проект относительно бывшей ТЭЦ-1. Он направлен на полное закрытие станции. Однако под этим подразумевается не демонтаж оборудования, а, скорее, длительная консервация. Пока внешние условия не создают возможности, чтобы ТЭЦ-1 как-либо использовать. У нее низкие экономические показатели, она является невостребованной. Возможности и реконструкция участка №9 позволяет перенести производство. Уже половина работ сделана. Перенесен ряд тепловой нагрузки, весь город ТЭЦ-9 взяла на себя, остаются только паровые нагрузки, связанные с АО "АНХК". Сейчас как раз идет второй этап проекта. Сотрудники занимаются проектированием, смотрят, какие трубопроводы надо заменить.

Несмотря на то что станция была построена в 60-е годы 20 века, ее оборудование постоянно модернизируется, в том числе за счет оптимизации тепловых схем, реализации поступающих от сотрудников предложений по программе развития производственной системы. На ТЭЦ установлено 11 котельных агрегатов двух типов. Начиная с 2005 года и по настоящее время на всех 11-ти котлоагрегатах, четырех бойлерных установках и двух турбоагрегатах были внедрены автоматические системы управления технологическими процессами. Сегодня компьютеры заменили прежние панели и ключи управления. Глубокой модернизации были подвергнуты и турбины, в результате чего существенно выросла мощность и отдельных турбоагрегатов, и всей станции в целом.

Начиная с 2013 года установленная мощность ТЭЦ-9 выросла на 30 мВт и достигла 540 мВт – абсолютный рекорд. Электрическая мощность станции уступает только таким крупным станциям, как ТЭЦ-10 и Ново-Иркутской ТЭЦ. Однако по тепловой мощности ТЭЦ-9 является самой крупной по области. Такой огромный тепловой источник был создан с целью снабжения отоплением Ангарска и горячим паром и электрической энергией нефтехимический комбинат.

ТЭЦ-9 относится к техническим станциям высокого давления, Котлоагрегаты производят пар с давлением 130 кгс/кв. см и температурой 560°C. В производстве задействовано восемь турбоагрегатов общей мощностью 540 МВт. В настоящий момент, отопительная нагрузка Ангарска и промышленных предприятий составляет 77% от общего объема тепла, паровая нагрузка АО "АНХК" – 23%.

Станция является типичным представителем энергетики России, так как более 60% установленных мощностей электрической генерации представлено тепловыми электрическими станциями, аналогичными ТЭЦ-9. Особенность теплоэлектроцентрали в том, что она производит в комбинированном цикле тепловую и электрическую энергию. Данная технология позволяет полезно использовать тепло топлива в объеме, близком к 100%. Выбор именно такой технологии производства связан с тем, что в советское время в стране существовала плановая экономическая система, которая позволяла энергетические объекты привязывать непосредственно к источникам потребления энергии. Однако в тепловой энергетике до сих пор используются технологии, по которым строились станции 50 и более лет назад. Сейчас все идет в сторону увеличения параметров, но это дает небольшой рост экономичности, буквально считанные проценты.

На станции трудится приблизительно порядка 1,2 тысячи человек. Всем сотрудникам необходимо обеспечить максимально комфортные и безопасные условия работы. Главная задача – это защитить людей от вредных факторов, в особенности от шума и пыли. В средства индивидуальной защиты работников входят респираторы, специальные защитные шлемы, современные эффективные наушники, специальные средства коммуникации для взаимодействия сотрудников друг с другом в условиях повышенного шума, а также специальные очки, выполняющие функцию защиты глаз и создания направленного освещения рабочего поля в условиях недостаточного света. Особенно пыльно приходится возле вагоноопрокидывателя, где разгружается уголь с вагонов. В цехе топлива подачи есть опасность попадания в глаза мелких частиц, для этого работники надевают защитные шлемы и каждые полтора-два часа меняют респираторы. Надежные средства защиты необходимы сотрудникам такого сложного и важного производства как ТЭЦ-9.

Производственный процесс

Процесс технологии производства ТЭЦ-9 начинается с подвоза угля к вагонопрокидывателю. Он осуществляется железнодорожным транспортом. 74 кубометра угля разгружается примерно за 56 секунд, вагонный состав из 64-х вагонов с топливом – в течение восьми часов. За этот промежуток времени может разгрузиться до 14 тысяч тонн. Для нынешних систем разгрузки это хороший результат.

Следующий этап в производстве – подземная галерея, где крупные куски угля перемалываются с помощью механизма, напоминающего по устройству обычную мясорубку. Дробление угля является необходимым условием, так как его добыча происходит открытым способом. В угольном месторождении закладывается взрывчатое устройство, и в результате взрыва уголь делится на фракции, которые иногда достигает 50-70 см в диаметре.

В дальнейшем уголь попадает на ленточный конвейер. Это транспортное средство непрерывного действия, которое представляет собой резиновую ленту шириной 1,2 метра. На станции ТЭЦ-9 находится два ленточных конвейера, одна нить является основной, а вторая – резервной. На ленту насыпается топливо и подается в бункеры сырого угля или производится подача угля на склад, если топлива в цехе достаточно для ведения работы.

После размельченный уголь попадает в системы пылеприготовления, откуда затем поступает в котлы. Процесс, при котором топливо подается сразу в цех на сжигание в котлы, является наиболее эффективным способом доставки, потому что не имеет промежуточных мест хранения, его часто используют в зимнее время.

Энергетический котел представляют собой печь высотой до 35-ти метров, шириной 14 метров. Он производит 420 тонн пара в час при параметрах 560°C и давлением 130 атмосфер. Котел внутри обшит трубами. Внутри этих труб вода, которая нагревается с помощью 12-ти факелов и превращается в пар. Максимальная температура факела на высоте 13-15 метров составляет 1,3 тысячи градусов. Далее полученный пар поступает в систему пароперегревателей и по трубопроводу направляется в турбинный цех. В паровую турбину пар подается с начальными параметрами 550°C и 130 атмосфер.

В паровой турбине за счет пара вращается ротор, на котором есть диски с установленными на них паровыми лопатками. В этой части паровой турбины присоединен турбогенератор, который своим вращением вырабатывает электрическую энергию. Часть пара отбирается на теплообменники, которые нагревают воду. Здесь как раз можно наблюдать особенность комбинированной выработке тепловой энергии. Большая часть тепла сбрасывается в поверхностные теплообменники, которые греют сетевую воду, направляемую в город.

ТЭЦ-9 – станция с поперечными связями, что позволяет подавать пар от любого котлоагрегата на любую турбину. Это значительно увеличивает надежность энергоснабжения потребителей, и делает тепловую схему станции достаточно гибкой.

Экологическая нагрузка

Ведущий инженер отдела развития производственных систем ТЭЦ-9, бизнес-тренер по развитию производственных систем Евгений Купряков озабочен проблемой экологической нагрузки на предприятие. По его словам, на станции в данный момент существует несколько факторов, воздействующих на экологическую обстановку в регионе.

Ведущий инженер отдела развития производственных систем ТЭЦ-9. Фото: Виктория Непогодина, ИА IrkutskMedia

Есть водные бассейны, в соответствии с проектом станции у нас открытая система водоснабжения. Станция забирает холодную воду из Ангары, она проходит через водопаровые теплообменники, не соприкасаясь напрямую с агрессивными средами. Единственное изменение воды – повышение на несколько градусов ее температуры. То есть в Ангару ниже по течению вода сбрасывается более теплая. . Выработку тепла мы стараемся полностью использовать на нашей станции, – отметил Евгений Купряков.

На ТЭЦ-9 существует система "Развитие производственных систем". Она подразумевает вовлечение всего персонала, начиная от рабочих и заканчивая директором филиала. Каждый имеет возможность подать предложение по экономии ресурсов. Люди регулярно делают заявления о том, как создать условия, при которых технологически будет возможно вернуть тепло обратно в цикл. Таким образом, можно передавать тепло в виде паров и горячей воды.

"Что касается воздушных бассейнов, то дымовые газы, отработавшие в котле, в дальнейшем делятся на две составляющие. Первое – это шлак, который у нас выпадает в осадок непосредственно в энергетических котлах. Он смывается водой в канал и подается по трубопроводу на золошлакоотвал. Вторая часть – дымовые газы. В большинстве своем они представляют собой золу. Дымовые газы проходят очистку в виде мокрого золоудаления. Таким образом, мы обеспечиваем очистку дымовых газов от золы до 97%, и лишь только 3% попадает у нас в атмосферу", – сообщил ведущий инженер.

Конечно, есть загрязнения, непосредственно связанные с газами. Например, это оксиды азота, углекислый газ, двуокись углерода. Окись углерода на электрических котлах практически не допускается, и это включено непосредственно в технологический процесс. Сотрудники ТЭЦ контролируют это.

3%, которые у нас остались вместе с охлажденными дымовыми газами и с теми парами воды, которые охлаждали, попадают в дымовые трубы. Здесь мы можем видеть, что на 90% это пар как раз от той воды, которая охладила дымовые газы. Главная задача – минимизировать воздействие на окружающую среду, – заявил Евгений Купряков.

В картинных галереях и музеях, на складах с меховыми изделиями, в хранилищах огнеопасных жидкостей, в трюмах кораблей и т.д.

Таким образом, основное предназначение установок газового пожаротушения – предотвращение или максимальное снижение материального и финансового ущерба от возможного возгорания за счет его локализации или ликвидации. Чтобы ваши вложения в АУГП не оказались напрасными, необходимо на регулярной основе осуществлять контроль массы газовых огнетушащих веществ в модулях, проводить и своевременный ремонт ее конструкционных элементов.

Устройство модулей газового пожаротушения (МГП)

Согласно принятой в российском законодательстве классификации все установки газового пожаротушения подразделяются по способам тушения, хранения газовых огнетушащих веществ (ГОТВ), включения от пускового импульса, видам пуска (см. рис. 1). ГОТВ могут являться индивидуальными химическими соединениями или смесью нескольких соединений, находящихся в газообразном или парообразном агрегатном состоянии в момент тушения возгорания. Их физико-химические свойства позволяют создать условия для прекращения горения .

Рис. 1. Классификация и состав установок газового пожаротушения

Технологическая часть АУГП, в зависимости от способа хранения ГОТВ и конструкции, подразумевает наличие в них следующих устройств:

Сосуды с ГОТВ – сжатым или сжиженным газом :
- модули – баллоны с запорно-пусковыми устройствами для хранения и выпуска газовых огнетушащих веществ;
- батареи – группы модулей (от 2 до 12 шт.), связанных трубопроводным коллектором и устройством ручного пуска, производятся заводом-изготовителем как серийное изделие;
- изометрические резервуары – специальные емкости, для хранения двуокиси углерода (CO2) при низком давлении (до P = 2,0 МПа), оборудованные системой поддержания температуры. Другое название – модули изотермические для жидкой двуокиси углерода (МИЖУ), они используются для защиты помещений объемом свыше 2000 м3.
Насадок – устройство для выпуска и равномерного распределения газового огнетушащего вещества . Бывают двухструйные, радиального, а также отбойного типа или центробежные. Их устанавливают на распределительные запорные устройства.
Распределительные запорные устройства устанавливаются на распределительном трубопроводе и обеспечивают пропуск ГОТВ из АУГП по направлениям в один из нескольких защищаемых объектов .
Магистральный трубопровод соединяет распределительные устройства АУГП с распределительными трубопроводами . Они изготавливаются из бесшовных труб, что обеспечивает сохранение их прочности и герметичности в сухих помещениях на период до 25 лет. Используются сварное, резьбовое или фланцевое соединения.
Побудительная система, или трубопровод, заполненный водой, водным раствором, сжатым воздухом, или трос с тепловыми замками, предназначенные для автоматического и дистанционного включения газового пожаротушения .

При централизованном газовом пожаротушении сосуды с газом, а также распределительные устройства (при их наличии) размещаются в помещении станции пожаротушения , в то же время, при модульной организации АУГП, в которой имеются один-несколько модулей или батарей, последние размещаются в самом защищаемом помещении или в непосредственной близости с ним. На выбор в пользу централизованной АУГП влияет количество (3 и более), площадь, объемы и удаленность защищаемых помещений (но не дальше 100 м) от станции пожаротушения.

Модули газового типа (МГП) предназначены для длительного хранения (не менее 10 лет) и последующего выпуска ГОТВ в случае появления возгорания в защищаемом помещении. Они рассчитываются на тушение пожаров классов A, B и C по ГОСТ 27331 и электроустановок под напряжением, но не применяются для ликвидации возгораний:

волокнистых, сыпучих, пористых и других горючих материалов, склонных к самовозгоранию и тлению внутри объема вещества (древесные опилки, хлопок, травяная мука и др.);
химических веществ и их смесей, полимерных материалов, склонных к тлению и горению без доступа воздуха;
гидридов металлов и пирофорных веществ;
порошков металлов (натрий, калий, магний, титан и др.) .

Объемное углекислотное пожаротушение (на основе CO2), заключающееся в создании среды, не поддерживающей горение в объеме защищаемого помещения или сооружения, не должно применяться в помещениях, которые не могут быть покинуты людьми до начала работы АУГП или с числом людей от 50 чел.

В соответствии с требованиями нормативных документов ГОСТ Р 50969 , ГОСТ 12.3.046 , безопасность персонала обеспечивается предварительной эвакуацией людей до подачи огнетушащего газа по сигналам оповещателей в течение предназначенной для этого временной задержки. Минимальная продолжительность временной задержки на эвакуацию составляет 10 с. Проектировщик может увеличить это время с учетом условий эвакуации на объекте.

МГП могут отличаться по:

показателям рабочего давления (от 60 до 150 бар);
вместимости (от 5 до 160 литров);
диаметру запорно-пропускного устройства (15, 24, 32, 40 мм);
типу ЗПУ (затвор с разрушающим элементом – мембраной, стеклянной колбой и пиропатроном; с запорным органом в виде клапана и пиропатроном; с электромагнитным пуском – наиболее прогрессивные ЗПУ);
по расположению баллона (вертикальные и горизонтальные);
по защищенности (во взрывозащищенном исполнении или нет);
по сроку службы в составе АУГП (10, 15, 25, 30 лет);
ресурсу срабатываний (5, 8, 10 раз);
по составу содержащегося ГОТВ (см. табл. 1).

Таблица 1. Газовые огнетушащие вещества согласно СП 5.13130.2009

СП 5.13130.2009
Раздел 8. Установки газового пожаротушения; пункт 8.3. Огнетушащие вещества
Таблица 8.1
Сжиженные газы	Сжатые газы
Двуокись углерода (СО2)
Хладон 23 (СF3H)
Хладон 125 (С2F5H)	· азот (N2) – 52 % (об.), · аргон (Ar) – 40 % (об.), · двуокись углерода (CO2) – 8 % (об.).
Хладон 218 (С3F8)
Хладон 227ea (С3F7H)
Хладон 318Ц (С4F8Ц)
Шестифтористая сера (SF6)
Хладон ТФМ-18И: · хладон 23 (СF3H) – 90 % (масс.), · йодистый метил (CH3J) – 10 % (масс.).
Хладон ФК-5-1-12 (CF3CF2C(O)CF(CF3)2)
Хладон 217J1(C3F7J)
Хладон CF3J
*Примечание:* Применение других ГОТВ, не указанных в таблице 8.1 (в т.ч. сжиженных азота или аргона, газообразных азотообогащенных смесей), производится по дополнительным нормам, разрабатываемым для конкретного объекта.

Выбор ГОТВ осуществляется именно с позиций технико-экономического обоснования (ТЭО), в то время как иные критерии, включая токсичность или эффективность газового огнетушащего вещества, являются по отношению к нему второстепенными. Это не признак цинизма, поскольку абсолютно любое допущенное законодательством ГОТВ безопасно и способно ликвидировать пожар при выполнении условий создания предписанной огнетушащей концентрации. Исключения из этой рекомендации приведены выше, они относятся, например, к тлеющим веществам.

По цене газовые огнетушащие вещества довольно сильно разнятся между собой, поэтому сделать однозначный выбор можно, только достоверно зная, какая масса ГОТВ требуется для тушения возгораний в помещении конкретного объема. Для этого в проекте технологической части АУГП должны иметься результаты расчетов:

массы ГОТВ, на основе исходных данных, приведенных в Приложении Д СП 5.13130.2009 , по методике, изложенной в Приложении Е того же СП;
диаметра трубопроводов установки, типа и количества насадков, времени подачи ГОТВ по методике гидравлического расчета, приведенной в Приложении Ж ;
площади проема для сброса избыточного давления в защищаемом помещении при подаче ГОТВ (приложение З ).

Другими исходными данными является информация, изложенная в ТЗ (см. табл. 2).

Таблица 2. Исходные данные для расчета и проектирования АУГП

Как модульные, так и централизованные АУГП кроме расчетного количества (массы) ГОТВ, достаточного для обеспечения его нормативной огнетушащей концентрации в любом защищаемом помещении или группе помещений, должны иметь его 100%-ный резерв. При наличии на объекте нескольких модульных установок резерв устанавливается в объеме, достаточном для восстановления работоспособности установки, сработавшей в любом из защищаемых помещений объекта. Запас хранится на складе объекта или сервисной организации в аналогичных модулях или батареях, в готовом к монтажу состоянии.

Заправка модулей газового пожаротушения

Когда же МГП пора отправлять на заправку или в ремонт? Вначале вспомним, что МГП, заправленные любыми хладонами (но не двуокисью углерода), должны обеспечивать время выброса ГОТВ, не превышающее 10 с, а заправленные сжатыми газами – 60 с . Номинальное значение временного интервала принимается при хранении баллонов с ГОТВ при температуре 20 °С. Все время эксплуатации модулей газового пожаротушения необходимо обеспечивать контроль массы заправленного в них ГОТВ по ГОСТ Р 53281 . Его можно осуществлять при помощи манометра – для хладона 125, хладона 318Ц, хладона 227еа, N2, Ar и «Инергена».

Когда в модулях с хладонами снижается давление газа-вытеснителя на 10%, а в баллонах со сжатыми газами – на 5% от положенного, МГП следует отдать в ремонт. Дело в том, что при падении давления газа-вытеснителя теряется также и масса хладонов, пребывающих в паровой фазе, но в пределах всего 0,2% от изначальной. Значит, установленное ограничение по давлению, равное 10%, обосновано именно увеличением времени выпуска ГОТВ из установки газового пожаротушения в результате снижения номинального уровня давления, определенного в результате гидравлического расчета АУГП.

Газы N2, Ar и «Инерген» находятся в МГП в сжатой фазе, следовательно, падение давления на 5% от изначальной величины косвенно доказывает потерю массы ГОТВ тоже на 5%.

Такие ГОТВ, как «хладон 23» и СО2, вытесняются из МГП под давлением собственных насыщенных паров. Это означает, что их массу следует контролировать прямым методом, проще говоря – взвешиванием. Поэтому они должны содержать в своем составе устройства контроля массы, встроенные в ЗПУ, или уровня жидкой фазы ГОТВ, которые должны срабатывать при потере массы МГП на величину, не превышающую 5% от массы ГОТВ в модуле. При наличии электронного запоминающего устройства, информация в динамике о массе ГОТВ, дате калибровки и обслуживания, сохраняется в его памяти, и доступна для вывода на монитор.

Ремонт модулей газового пожаротушения

Техническое обслуживание и ремонт в целях поддержания работоспособности и исправности, поддержания нормативных величин ГОТВ в МГП на протяжении всего срока эксплуатации может осуществлять только специализированная лицензированная компания. Работы по техобслуживанию и ремонту выполняют специалисты, в количестве не менее двух человек, ознакомленные с паспортом и руководством по обслуживанию МГП, имеющие аттестат органов Росгортехнадзора на право работы с сосудами, находящимися под давлением, и с электроустановками в соответствии с ПУЭ, а также представители организации-производителя МГП или работники сервисной организации, получившие допуск к самостоятельной работе в установленном на предприятии порядке.

Вся информация о проведенном техобслуживании фиксируется в журналах соответствующей формы.

Объем и периодичность обслуживания зависит от Регламента, и производится:

ежемесячно (визуальный осмотр конструкционных элементов установки и их целостности, проверка правильности их размещения, чистка от загрязнений, контроль давления по манометру);
ежеквартально (проверка автоматики, электромагнитных контактов, их чистка и смазка, другая профилактика)
ежегодно (метрологическая проверка манометров, оперативная замена манометров, измерение сопротивления заземления, проверка дат последних освидетельствований баллонов, дополнительное освидетельствование МГП в соответствии с технической документацией и нормами Росгортехнадзора с последующей перезарядкой)
раз в 5 лет (контроль сохранности массы хладонов, подзарядка баллонов в специализированной зарядной станции или у производителя).

К текущему ремонту относятся работы по восстановлению работоспособности модуля после выпуска ГОТВ в соответствии с инструкцией. Разборка и сборка МГП производится при полном отсутствии давления и отключенном электропитании. Сработавшие модули отправляются на специализированную зарядную станцию или в компанию-производитель для перезарядки.

строительные особенности защищаемых зданий, сооружений и помещений;
возможности и условия применения ГОТВ, продиктованные технологическим процессом их производства.

Основными регулирующими документами, затрагивающими область проектирования, испытаний, технического обслуживания, ремонта и эксплуатации АУГП, являются:

Федеральный закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (ст. 45, 83, 85, 112, 146 и др.);
«СП 5.13130.2009. Свод правил. Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования», утв. Приказом МЧС РФ от 25 марта 2009 г. № 175 (п. 3.34, 3.40, 3.43, 3.50, 3.54, 3.64, 3.83, 3.112, 3.117, 4.1, 4.2, раздел 8 и др.);
«ГОСТ Р 50969-96. Государственный стандарт Российской Федерации. Установки газового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний», введен в действие Постановлением Госстандарта РФ от 13 ноября 1996 г. № 619, действ. ред. от 29 января 2014 г. (п. 3.20 и др.);
«ГОСТ Р 53280.3-2009. Установки пожаротушения автоматические. Огнетушащие вещества. Часть 3. Газовые огнетушащие вещества. Методы испытаний», утв. Приказом Ростехрегулирования от 18 февраля 2009 г. № 53-ст. (п.3, п. 4.2, и др.);
«ГОСТ Р 53281-2009. Установки газового пожаротушения автоматические. Модули и батареи. Общие технические требования. Методы испытаний», утв. Приказом Ростехрегулирования от 18 февраля 2009 г. № 56-ст. (п. 3.1–3.5, 3.13 и др.);
«ГОСТ Р 53283-2009. Установки газового пожаротушения автоматические. Устройства распределительные. Общие технические требования. Методы испытаний», утв. Приказом Ростехрегулирования от 18 февраля 2009 г. № 58-ст. (п. 3.1 и др.);
«ГОСТ Р 53282-2009. Установки газового пожаротушения автоматические. Резервуары изотермические пожарные. Общие технические требования. Методы испытаний», утв. Приказом Ростехрегулирования от 18 февраля 2009 г. № 57-ст.;
«ГОСТ Р 56028-2014. Техника пожарная. Установка и модули газопорошкового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний», утв. Приказом Росстандарта от 26 мая 2014 г. № 448-ст.;
Приказ МЧС России от 26 декабря 2013 г. № 837 «Об утверждении свода правил «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» (СП 155.13130.2014. Приложение Б. Особенности проектирования систем газового пожаротушения с применением модуля изотермического с двуокисью углерода);
Приказ МЧС России от 8 декабря 2014 г. № 684 «Об утверждении свода правил «Городские автотранспортные тоннели и путепроводы тоннельного типа с длиной перекрытой части не более 300 метров. Требования пожарной безопасности» (СП 166.1311500.2014; п. 9.4. Система автоматического газового пожаротушения);
«Временные методические рекомендации по проверке систем и элементов противопожарной защиты зданий и сооружений при проведении мероприятий по контролю (надзору)», утв. МЧС России 3 июля 2014 г. (Раздел. 10. Системы автоматического пожаротушения);
«ГОСТ 27331-87 (СТ СЭВ 5637-86). Пожарная техника. Классификация пожаров», введен в действие Постановлением Госстандарта СССР от 23 июня 1987 № 2246;
«ГОСТ 949-73. Баллоны стальные малого и среднего объема для газов на Рр <= 19,6 МПа (200 кгс/см2). Технические условия», введен в действие Постановлением Госстандарта СССР от 19 декабря 1973 № 2717, ред. от 5 апреля 2001 г.;
«Установки газового пожаротушения автоматические. Модули и батареи. Общие технические требования. Методы испытаний. НПБ 54-2001», утв. Приказом ГУГПС МВД РФ от 26 декабря 2001 г. № 85;
«ГОСТ 12.3.046-91. Система стандартов безопасности труда. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования», утв. Постановлением Госстандарта СССР от 29 декабря 1991 г. № 2382.

Располагает всей разрешительной документацией для проведения любых работ с МГП и ПУЭ и может оказать квалифицированные услуги, связанные с техническим обслуживанием АУГП, текущим и внеплановым ремонтом, разработать проектную документацию в соответствии с действующими нормами и требованиями законодательства.