ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»
ОАО АК «ТРАНСНЕФТЬ»
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
РУКОВОДСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05
|
|
|
|
РАЗРАБОТАН коллективом авторов ГУП «ИПТЭР» и ОАО «АК «Транснефть»:
от ОАО «АК «Транснефть» - Калинин В.В., Лисин Ю.В., Ярыгин В.Н., Пахомов С.А.
от ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» - Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М., Битаева Р.Р., Сулейманов М.К., Филин В.Е., Низамов А.А., Еронен В.И., Беркутов И.С., Баженов В.В., Павлова З.Х., Аймурзин А.Ю., Иванов Х.Ф.
В разработке отдельных положений РД принимали участие специалисты отделов и служб главных механиков ОАО МН.
ВНЕСЕН ОАО «АК «Транснефть»
Вводится взамен РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений НПС»
Распространяется на механо-технологическое оборудование, технологические и вспомогательные нефтепроводы, инженерные коммуникации, здания и сооружения нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов.
Предназначен для инженерно-технических и руководящих работников ОАО МН, а также служб, занимающихся техническим обслуживанием и ремонтом механо-технологического оборудования, технологических и вспомогательных нефтепроводов, инженерных коммуникаций, зданий и сооружений нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов.
Руководящий документ устанавливает единый порядок организации технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций для обеспечения их надежной и экономичной эксплуатации.
ВНЕСЕНО Изменение № 1, утвержденное Первым вице-президентом ОАО "АК "Транснефть" В.В. Калининым 06.10.2006 г.
1 Область применения
Руководящий документ устанавливает единый порядок технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования: магистральных, подпорных и вспомогательных насосов; арматуры и обратных затворов; систем смазки; вентиляционных систем и воздухонагревательных установок; регуляторов давления; систем сглаживания волн давления; фильтров-грязеуловителей; предохранительных клапанов; систем откачки утечек, пожаротушения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений, а также технологических и вспомогательных нефтепроводов, инженерных коммуникаций нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН).
Документ предназначен для инженерно-технических и руководящих работников предприятий ОАО магистральных нефтепроводов, а также служб занимающихся техническим обслуживанием и ремонтом механо-технологического оборудования, технологических и вспомогательных нефтепроводов, инженерных коммуникаций НПС.
Руководство вводит требования обязательного контроля технического состояния основных объектов НПС, устанавливает критерии работоспособности отдельных изделий и систем, регламентирует мероприятия по обеспечению сохранности и готовности к эксплуатации оборудования законсервированных или временно выведенных из эксплуатации НПС. Документ содержит перечни и порядок выполнения основных операций по техническому обслуживанию, ремонту и диагностическому контролю оборудования, определяет обязанности оперативного, эксплуатационно-ремонтного персонала НПС.
С введением в действие Руководства утрачивает силу РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций», а также имеющие разночтения с настоящим документом отдельные положения, действующих на предприятиях ОАО «АК «Транснефть» нормативно-технических документов по ремонту механо-технологического оборудования НПС.
2 Нормативные ссылки
В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:
ГОСТ 9.014-78 ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования
ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ Вибрационная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 12.1.050-86 ССБТ. Методы измерения шума на рабочих местах
ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.1-75 ССБТ. Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.044-80 ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности
ГОСТ 12.4.009-83 ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание
ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ Средства защиты работающих. Общие требования и классификация
ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия
ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
ГОСТ 481-80 Паронит и прокладки из него. Технические условия
ГОСТ 1770-74 Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Технические условия
ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Методы определения наличия воды
ГОСТ 2477-65 Нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 4333-87 Нефтепродукты. Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле
ГОСТ 5152-84 Набивки сальниковые. Технические условия
ГОСТ 5762-2002 Задвижки на номинальное давление не более РN 250. Общие технические условия
ГОСТ 5976-90 Вентиляторы радиальные общего назначения. Общие требования
ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа
ГОСТ 6134-87 Насосы динамические. Методы испытаний
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 8220-85 Гидранты пожарные подземные. Технические условия
ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 9789-75 Клапаны предохранительные пружинные полноподъемные фланцевые стальные на Ру = 1,6 и 4,0 МПа (16 и 40 кгс/см2)
ГОСТ 9833-73 Кольца резиновые уплотнительные круглого сечения для гидравлических и пневматических устройств. Конструкция и размеры
ГОСТ 12124-87 Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры
ГОСТ 12532-88 Клапаны предохранительные прямого действия
ГОСТ 13252-91 Затворы обратные на номинальное давление РН £ 25 МПа (250 кгс/см2). Общие технические условия
ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 18829-73 Кольца резиновые уплотнительные круглого сечения для гидравлических и пневматических устройств
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения
ГОСТ 21345-78 Краны конусные, шаровые и цилиндрические на Ру до 16 МПа (160 кгс/см2). Общие технические требования
ГОСТ 21424-93 Муфты упругие втулочно-пальцевые. Параметры и размеры
ГОСТ 22161-76 Машины, механизмы, паровые котлы, сосуды и аппараты судовые. Нормы и правила гидравлических и воздушных испытаний
ГОСТ 22704-77 Уплотнения шевронные резинотканевые для гидравлических устройств. Технические условия
ГОСТ 23118-99 Конструкции стальные строительные
ГОСТ 23216-78 Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, временная противокоррозионная защита, упаковка. Общие требования и методы испытаний
ГОСТ 24039-80 Материалы асбестополимерные уплотнительные. Метод определения разрывов и плотности
ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная
ГОСТ Р 50800-95 Установки пенного пожаротушения автоматические
ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 51188-98 Защита информации. Испытание программных средств на наличие компьютерных вирусов. Типовое руководство
ГОСТ Р 51232-98 Вода питьевая. Общие требования к организации и методам контроля качества
ГОСТ ИСО 10816-1-97 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 1. Общие положения
ГОСТ ИСО 10816-3-99 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 3. Промышленные машины номинальной мощностью более 15 кВт и номинальной скоростью от 120 до 15000 мин-1
СНиП 2.02.01-83 Основание зданий и сооружений
СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции
СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий
СНиП 2.04.03-85* Канализация. Наружные сети и сооружения
СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство
СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование
СанПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества
СанПиН 2.1.5.980-00 Гигиенические требования к охране поверхностных вод
Термины и определения
3.1 авария: Внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного или частичного разрушения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:
- воспламенением нефти или взрывом ее паров;
- загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;
- утечками нефти объемом 10 м3 и более.
3.2 аварийный запас: Необходимый запас технологического оборудования и материалов, определенный в соответствии с установленными нормами, по номенклатуре и количеству достаточный для восстановления работоспособности оборудования и сооружений после аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов и для выполнения неплановых ремонтов, не предусмотренных графиками ППР и ТО.
3.3 инцидент: Отказ или повреждение оборудования или технических устройств на объектах МН, отклонение от режима технологического процесса, которые сопровождаются утечками нефти объемом менее 10 м3 без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.
3.4 контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров оборудования и сооружений требованиям технической документации и определение на этой основе одного из видов технического состояния в данный момент времени (работоспособно или не работоспособно).
3.5 магистральный нефтепровод: Инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта.
3.6 назначенный срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации согласно сроков, установленных заводом-изготовителем или по результатам технического освидетельствования, при достижении которой эксплуатация оборудования должна быть прекращена.
3.7 неплановый диагностический контроль: Осуществляемый без предварительного назначения, контроль технического состояния оборудования НПС, проводимый при отклонении постоянно контролируемых параметров от нормативных величин.
3.8 неплановый ремонт: Ремонт, постановка на который осуществляется без предварительного назначения.
3.9 неработоспособное состояние (неработоспособность): Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
3.10 нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода: Комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по одному магистральному нефтепроводу.
3.11 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния оборудования, сооружений, объектов.
3.12 периодичность технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля): Интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) и последующим таким же видом или другим большей сложности.
3.13 плановый диагностический контроль: Осуществляемый по графику контроль фактического технического состояния оборудования НПС, позволяющий оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности, наработки до ремонта или до следующего диагностического контроля, определить необходимость, объем и вид ремонта.
3.14 плановый ремонт: Ремонт, осуществляемый по графику в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
3.15 производственная площадка НПС (ПП НПС): Одна или несколько насосных станций, расположенных на одной территории и имеющие общие вспомогательные производства, сооружения и системы.
3.16 работоспособное состояние (работоспособность): Состояние оборудования, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
3.17 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и полному или частичному восстановлению ресурса оборудования и его составных частей, обеспечивающий эксплуатацию с заданной надежностью и экономичностью в периоды между ремонтами и диагностическими контролями. По объему работ ремонт подразделяется на следующие виды: текущий, средний, капитальный.
3.18 ремонт по техническому состоянию: Ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяется текущим техническим состоянием, сведения о котором получены по результатам проведения диагностического контроля или данным о надежности изделия или его составных частей.
По степени неисправности оборудования ремонты могут выполняться по типовому объему работ текущего, среднего или капитального ремонтов.
3.19 техническое обслуживание (ТО): Комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования при его эксплуатации, при ожидании (если оборудование в резерве), хранении и транспортировании.
3.20 техническое состояние: Состояние оборудования и сооружений, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями его параметров, установленных технической документацией.
3.21 техническое освидетельствование (освидетельствование): Комплекс работ, выполняемых с целью оценки технического состояния оборудования и выдачи заключения о возможности и условиях его дальнейшей эксплуатации на определенный период, необходимости ремонта или списания.
3.22 технологический (технический) резерв: Запас оборудования, запасных частей и материалов, предназначенный для обеспечения проведения работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту оборудования и сооружений объектов МН.
4 Обозначения и сокращения
|
АСУ ТП |
автоматизированная система управления технологическим процессом |
|
ПР |
дефект подлежащий ремонту |
|
ИТР |
инженерно-технический работник |
|
КР |
капитальный ремонт |
|
КПД |
коэффициент полезного действия |
|
ЛПДС |
линейная производственно-диспетчерская станция |
|
МДП |
местный диспетчерский пункт |
|
МН |
магистральный нефтепровод |
|
МНА |
магистральный насосный агрегат |
|
НА |
насосный агрегат |
|
НТД |
нормативно-техническая документация |
|
НПС |
нефтеперекачивающая станция |
|
ОАО МН |
открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов |
|
ПНА |
подпорный насосный агрегат |
|
Дефект ПОР |
дефект первоочередного ремонта |
|
ПТБ |
правила техники безопасности |
|
ПТЭ МН |
правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов |
|
РНУ |
районное нефтепроводное управление |
|
РДП |
районный диспетчерский пункт |
|
СКЗ |
среднее квадратическое значение |
|
СР |
средний ремонт |
|
ССВД |
система сглаживания волн давления |
|
ТДП |
территориальный диспетчерский пункт |
|
ТР |
текущий ремонт |
|
ТО |
техническое обслуживание |
|
ТОР |
техническое обслуживание и ремонт |
|
ЦБПО (БПО) |
центральная база производственного обслуживания |
|
ЭХЗ |
электрохимическая защита |
5 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС
5.1 Организация контроля работоспособности и работ по ТО и ремонту оборудования НПС
5.1.1 Диагностические контроли, техническое обслуживание и ремонтные работы проводятся по графикам через интервалы времени (наработки), указанные в данном РД с учетом инструкций по эксплуатации конкретного вида оборудования, фактических показателей надежности, срока службы каждой единицы оборудования и ее фактического технического состояния.
Фактическое техническое состояние определяется по результатам технических осмотров, диагностических контролей, дефектоскопии деталей при ремонтах и освидетельствовании, показаниям контрольно-измерительных приборов.
5.1.2 При эксплуатации оборудования производятся:
- диагностический контроль (оперативный, плановый, неплановый);
- техническое обслуживание;
- плановые текущий, средний, капитальный ремонты;
- ремонт по фактическому техническому состоянию.
Плановый диагностический контроль проводится с периодичностью, указанной в соответствующих разделах данного РД и перед плановыми средним и капитальным ремонтами с целью выявления дефектов и уточнения объемов ремонтных работ.
Неплановый диагностический контроль проводится при отклонении постоянно контролируемых параметров работы оборудования от нормативных значений. По результатам непланового диагностического контроля принимается решение о выводе оборудования в ремонт по фактическому состоянию.
Техническое обслуживание, плановые текущий, средний, капитальный ремонты оборудования НПС проводятся в объеме и в сроки, определенные в соответствующих разделах данного РД.
Объем ремонтных работ корректируется на основании дефектного акта (приложение А), составляемого после дефектоскопии деталей, при разборке оборудования во время выполнения ремонта, а также акта диагностического контроля. В акте диагностического контроля должны быть отражены: дата и время контроля; режим работы и производительность нефтепровода; основные технические характеристики оборудования; базовые и фактические диагностируемые параметры; заключение о работоспособности оборудования (работоспособно или неработоспособно); предполагаемый срок следующего диагностического контроля; причины неработоспособности, предполагаемый объем ремонтных работ (если оборудование неработоспособно); должность, Ф.И.О., подпись лица, проводившего диагностический контроль и ответственного за эксплуатацию данного оборудования.
5.1.3 Контроль выполнения графика проведения диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов должен осуществлять главный механик ОАО МН.
5.1.4 Главный инженер районного управления магистральных нефтепроводов (РУМН, РНУ, далее по тексту РНУ), главный механик РНУ обязаны обеспечить организацию своевременного проведения диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов механо-технологического оборудования.
5.1.5 Заместитель начальника НПС (главный инженер НПС, заместитель начальника НПС по технической части, старший инженер, далее по тексту, заместитель начальника НПС) обязан обеспечить своевременное проведение диагностических контролей и ремонтных работ в соответствии с графиком, контролировать ведение оперативной и ремонтной документации, формирование периодических сводок по наработке оборудования и базы данных по отказам.
5.1.6 Контроль эксплуатационных параметров работы механо-технологического оборудования НПС должен осуществляться автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также оперативным (дежурным) персоналом нефтеперекачивающих станций.
5.1.7 Дежурный персонал должен осуществлять технические осмотры оборудования НПС, контролировать пуск, остановку, осуществлять аварийный вывод оборудования из эксплуатации, вести журнал регистрируемых параметров НА (приложение С), осуществлять контроль фактических параметров работы МН и НПС и фиксировать их отклонения согласно Регламента организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН.
Приемка и передача смены оперативным (дежурным) персоналом регистрируются в «Журнале состояния технологического оборудования, принятого по смене» (приложение Б).
Приемка и сдача смены во время ликвидации отказа, переключения, включения и отключения оборудования запрещается.
5.1.8 Эксплуатационно-ремонтный (ремонтный) персонал НПС должен выполнять техническое обслуживание, плановый текущий ремонт (в случае отсутствия БПО при РНУ), аварийно-восстановительные работы (в объеме текущего ремонта), осуществлять подготовку оборудования НПС к передаче в ремонт исполнителю ремонта.
Эксплуатационно-ремонтный (ремонтный) персонал должен быть обучен и иметь квалификационное удостоверение на проведение соответствующего вида работ.
5.1.9 Исполнителями плановых и неплановых диагностических контролей являются специализированные предприятия или специалисты НПС, РНУ, ОАО МН, аттестованные по методам и видам неразрушающего контроля на соответствующий вид работ, согласно ПБ 03-440-02 [1].
5.1.10 Текущий, средний и капитальный ремонт оборудования НПС выполняется специализированным предприятием (ЦБПО, БПО, ремонтно-механическим заводом, ремонтно-механическими мастерскими и др.).
5.1.11 Специализированные предприятия, выполняющие диагностирование оборудования, дефектоскопию деталей и ремонтные работы, должны иметь лицензию на данный вид деятельности и сертифицированы с СДС «Транссерт» (ВНИИСТ).
5.2 Планирование работ по ТО и ремонту оборудования НПС
5.2.1 Диагностические контроли, техническое обслуживание и ремонт оборудования НПС выполняются в сроки, установленные годовым графиком проведения ТО, плановых диагностических контролей и плановых ремонтов. Работа оборудования после установленных графиком сроков выполнения ремонтов запрещается. Ремонт оборудования, связанный с прекращением перекачки, должен выполняться в сроки плановой остановки нефтепровода или отдельных его участков.
5.2.2 Годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) график проведения ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов составляется на все виды механо-технологического оборудования ежегодно до 1 июля года, предшествующего планируемому инженером-механиком НПС, согласовывается с заместителем начальника НПС, с начальником соответствующего ремонтного участка ЦБПО (БПО), визируется главным механиком РНУ, согласовывается главным механиком ОАО МН и утверждается главным инженером РНУ.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
5.2.3 График ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов (приложение В) составляется на основе периодичности указанной в соответствующих разделах данного РД, информации о выполненных ранее ремонтных работах, диагностических контролей, плановых остановок, наработке и количестве пусков, а также в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.
5.3 Порядок передачи оборудования в ремонт и приемки из ремонта
5.3.1 При выполнении ремонтных работ, осуществляемых эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, оформляется акт вывода оборудования в ремонт, в котором указывается объем работ. Акт, составленный по форме согласно приложению Г, подписывается заместителем начальника НПС и инженером-механиком НПС.
5.3.2 Передача оборудования в ремонт специализированному предприятию оформляется актом (приложение Г), который подписывается заместителем начальника НПС и представителем предприятия – исполнителя ремонта. При выводе оборудования в ремонт формуляр на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в ремонт, акт диагностического контроля и дефектный акт передаются представителю предприятия - исполнителя ремонта.
5.3.3 Перед выводом оборудования в ремонт на основании оформленного в соответствии с утвержденным в ОАО «АК «Транснефть» регламентом наряда-допуска выполняется комплекс подготовительных мероприятий по отсоединению оборудования от технологических коммуникаций, сбросу давления и освобождению от нефти, снятию напряжения с электроприводов задвижек и насосов эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС под руководством инженера-механика и инженера-энергетика НПС. После выполнения подготовительных работ оператор НПС допускает исполнителей ремонта к выполнению работ.
5.3.4 Заместитель начальника НПС и инженер-механик НПС должны осуществлять контроль соблюдения технологии ремонта оборудования на НПС и качества его выполнения, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных при ремонте работах.
5.3.5 Приемка оборудования из ремонта, выполняемого эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, осуществляется заместителем начальника НПС. При этом составляется акт приемки оборудования из ремонта, подписанный заместителем начальника НПС, инженером-механиком и ответственными за подготовку и выполнение ремонтных работ (приложение Д). Акт утверждается начальником НПС.
Приемка оборудования из ремонта, выполняемого специализированным предприятием, осуществляется заместителем начальника НПС у представителя предприятия-исполнителя ремонта и оформляется актом (приложение Д).
Акт приемки оборудования из ремонта хранится совместно с формуляром на оборудование.
5.3.6 Результаты среднего и капитального ремонтов отражаются в протоколе наладки оборудования, который заполняет исполнитель ремонта. Протокол хранится совместно с формуляром на оборудование.
5.3.7 Сведения о проведении ремонтов заносятся в формуляр оборудования инженером-механиком НПС с перечислением проведенных работ и замененных деталей и узлов.
5.3.8 Принятое из ремонта оборудование вводится в работу оперативным персоналом после окончания ремонтных работ и закрытия наряда-допуска.
5.3.9 Оборудование, прошедшее ремонт на НПС, считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний (обкатки) в рабочем режиме:
- после текущего ремонта - в течение 8 ч;
- после среднего и капительного ремонта - 72 ч.
5.3.10 При передаче на НПС оборудования, отремонтированного на специализированном предприятии, прилагается формуляр с заполненными результатами ремонта, входного и выходного контроля, гарантийным сроком эксплуатации, протоколом наладки. Оборудование считается принятым после наработки 72 часов и подписания акта приемки.
5.3.11 В формуляр оборудования, подвергнутого испытанию после ремонта, должны вноситься его результаты с указанием параметров испытания.
5.4 Техническая документация
5.4.1 В перечень документации, используемой при техническом обслуживании и ремонте механо-технологического оборудования НПС входят:
- проектная и исполнительная документация (чертежи, схемы) со всеми последующими изменениями;
- нормативная документация (ГОСТ, ОСТ, СНиП, ППБ, ПБ, ССБТ, ВНТП, ВСН, РД, СО)
- регламенты ОАО «АК «Транснефть» по ТО и ремонту механо-технологического оборудования НПС;
- паспорта заводов-изготовителей установленного оборудования;
- руководство (инструкция) по эксплуатации каждого вида оборудования;
- формуляры установленного оборудования, систем (приложения Ж, К), а также технологических и вспомогательных нефтепроводов (форма формуляра - в соответствии с «Регламентом ведения паспортов на технологические и вспомогательные нефтепроводы ЛПДС(НПС)» ОАО «АК «Транснефть») и запорной арматуры, обратных затворов (форма формуляра - в соответствии с «Регламентом входного контроля, ТО, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть»),
- формуляр дефектоскопического контроля валов и заключение (акт) о его проведении (приложение Л);
- графики ремонтов, технических обслуживаний и диагностических контролей (приложение В);
- акты проведения диагностических контролей, дефектные акты (приложение М, А);
- акты сдачи и приемки из ремонта оборудования, протоколы наладки (приложение Г, Д, Н);
- журналы осмотра механо-технологического оборудования начальником НПС, заместителем начальника НПС, инженерами служб НПС и дежурным персоналом (приложение П);
- акты осмотра зданий и сооружений;
- документы по техническому освидетельствованию оборудования НПС (заключение экспертизы промышленной безопасности на оборудование по результатам его технического освидетельствования, с актами проведения контролей);
- документация по учету и анализу отказов основного механо-технологического оборудования НПС должна включать журналы учета отказов и неисправностей НПС (приложение Р). Расследование причин отказов осуществляется комиссией, назначенной приказом по РНУ. Сведения хранятся у заместителя начальника НПС. До обслуживающего персонала доводятся причины возникновения отказов и мероприятия по предотвращению их повторения.
5.4.2 Для своевременного принятия решения о проведении непланового диагностического контроля или непланового ремонта используются формы оперативной документации с указанием предельных и фактических величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит (в т.ч. журнал регистрируемых параметров НА (приложение С), журнал контроля событий и принимаемых мер при отклонении фактических параметров работы оборудования и МН от нормативных (форма приведена в Регламенте контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН).
5.4.3 Перечень и порядок ведения документации технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования представлены в приложении Т.
5.4.4 Все конструктивные изменения (вносимые в процессе эксплуатации) магистральных и подпорных насосов, арматуры и обратных затворов, регуляторов давления, оборудования системы сглаживания волн давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительных клапанов, а также изменения проектных решений систем вентиляции, пожаротушения, технологических и вспомогательных трубопроводов должны быть согласованы с территориальным органом Ростехнадзора РФ, утверждены главным инженером ОАО МН и отражены в схемах, чертежах, формулярах оборудования инженером-механиком НПС с указанием даты внесения изменения. Использование модернизированного оборудования допускается при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.
5.4.5 Руководство по эксплуатации каждого вида оборудования, регламенты ОАО «АК «Транснефть» по техническому обслуживанию и ремонту оборудования НПС должны пересматриваться не реже одного раза в 3 года, а также после проведения реконструкции, модернизации или консервации оборудования и НПС, и находиться на рабочих местах.
5.4.6 Акты и протоколы, составляемые при диагностировании, дефектоскопии и ремонте должны храниться совместно с формулярами соответствующего оборудования.
5.4.7 Акт и протоколы, оформляемые при техническом обслуживании и ремонте должны храниться до выполнения следующего такого же вида работ, но не менее 2-х лет. Акты и протоколы диагностического контроля подлежат хранению в течение не менее 2-х лет после проведения последующего капитального ремонта оборудования. Акты и протоколы дефектоскопического контроля валов должны храниться до завершения их эксплуатации.
6 Техническое обслуживание и ремонт магистральных, подпорных и вспомогательных насосов
6.1 Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля насосов и дефектоскопического контроля валов
6.1.1 Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонтов насосов приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля магистральных, подпорных и вспомогательных насосов
|
Тип насоса |
Периодичность, не более, ч |
||||
|
ТО1 |
Планового2 диагностического контроля |
ТР |
СР3 |
КР |
|
|
НМ 125-550 - НМ 710-280 |
500 |
2500 |
5000 |
10000 |
20000 |
|
НМ 1250-260 – НМ 5000-210 |
600 |
3000 |
6000 |
12000 |
24000 |
|
НМ 7000-210 - НМ 10000-210 |
600 |
3000 |
6000 |
12000 |
36000 |
|
24DVS-D |
600 |
3000 |
6000 |
12000 |
36000 |
|
НГПНА 3600-120 |
800 |
3000 |
- |
12000 |
36000 |
|
НМ 1250-400, НМ 500-800 |
500 |
2500 |
5000 |
10000 |
30000 |
|
16НД-10х1–24НД–14х1 |
700 |
2100 |
4200 |
8400 |
33600 |
|
14Н–12х2 |
700 |
2100 |
4200 |
8400 |
33600 |
|
НМП 2500–74 – НМП 5000–120 |
600 |
3000 |
6000 |
12000 |
36000 |
|
18DVS-F |
600 |
3000 |
6000 |
12000 |
36000 |
|
НПВ 1250–60 – НПВ 5000–120 |
400 |
2000 |
4000 |
12000 |
24000 |
|
Вортингтон 26QLСМ/2 |
500 |
2500 |
5000 |
15000 |
30000 |
|
НЦН-Е |
700 |
2500 |
4200 |
8400 |
25200 |
|
12НДсН– 20НДсН |
700 |
2100 |
4200 |
8400 |
20000 |
|
1Д200-90-1Д315-71 |
700 |
- |
4200 |
- |
25200 |
|
ЦНС 38- ЦНС 300 |
500 |
- |
5000 |
– |
10000 |
|
ЭЦВ 4 – ЭЦВ20 |
420 |
- |
4200 |
– |
25200 |
|
12НА–9х4, 12 НА-22´6 |
600 |
- |
4200 |
– |
25200 |
|
20НВ 22х3, 20НВ 22х2 |
500 |
- |
4000 |
- |
20000 |
|
К65-50-160 – К200-150-315 |
500 |
- |
4000 |
- |
24000 |
|
НВ 50/50, АХП 45/31 |
500 |
- |
4000 |
- |
12000 |
|
СМ 125-80-315/4 (ФГ 81/31) |
600 |
- |
4200 |
- |
25200 |
|
Ш40-6; Ш5-25М; (РЗ-30 И) |
600 |
- |
4200 |
- |
25200 |
|
НОУ 50-350, НВН 50-350 |
400 |
- |
2000 |
– |
4000 |
|
ГНОМ 25-20, ГНОМ 10-10 |
250 |
- |
1250 |
- |
2500 |
|
Примечания 1 Для насосов, имеющих малую наработку в течение года (менее 500 ч), ТО проводится не реже 1 раза в 6 месяцев. 2 Плановый диагностический контроль (виброобследование) вспомогательных насосов осуществляется 1 раз в 3 месяца. 3 В таблице указана периодичность среднего ремонта насосов, вал которых имеет наработку менее 50000 ч. При наработке валов от 50000 ч до 72000 ч периодичность среднего ремонта насосов должна соответствовать периодичности дефектоскопии валов приведенной в таблице 6.2. |
|||||
6.1.2 Периодичность дефектоскопического контроля валов магистральных подпорных насосов приведена в таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Периодичность дефектоскопического контроля валов магистральных и подпорных насосов
|
Тип насоса |
Периодичность дефектоскопического контроля, ч |
|
|
При наработке вала до 50000 ч |
При наработке вала от 50000 до 72000 ч |
|
|
НМ 125-550 - НМ 710-280 |
10000 |
5000 |
|
НМ 1250-260 – НМ 5000-210 |
12000 |
6000 |
|
НМ 7000-210 - НМ 10000-210 |
12000 |
6000 |
|
24DVS-D |
12000 |
6000 |
|
НГПНА 3600-120 |
12000 |
6000 |
|
НМ 1250-400, НМ 500-800 |
10000 |
5000 |
|
16НД-10х1–24НД–14х1 |
8400 |
4200 |
|
14Н–12х2 |
8400 |
4200 |
|
НМП 2500–74 – НМП 5000–120 |
12000 |
6000 |
|
18DVS-F |
12000 |
6000 |
|
НПВ 1250–60 – НПВ 5000–120 |
12000 |
8000 |
|
Вортингтон 26QLСМ/2 |
15000 |
10000 |
|
НЦН-Е |
16800 |
8400 |
|
12НДсН– 20НДсН |
16800 |
8400 |
6.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту насосов
6.2.1 Типовые объемы работ технического обслуживания и ремонтов магистральных, подпорных и вспомогательных насосов приведены в таблице 6.3.
Кроме того выполняются все работы, предусмотренные документацией заводов-изготовителей насосов.
6.2.2 Текущий ремонт выполняется без вскрытия насоса.
6.2.3 Средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом в зависимости от технического состояния проводится замена узлов и деталей, а также замена ротора. Демонтированный ротор доставляется на специализированное предприятие для ремонта и дефектоскопии вала.
6.2.4 Капитальный ремонт насоса проводится с периодичностью и в объеме, указанными в таблицах 6.1 и 6.3, а также с выполнением дополнительных работ, определенных при диагностических контролях и во время текущего и среднего ремонта, технического освидетельствования (РД 153-39.4Р-124-02 [2]). При обнаружении дефектов корпуса, насос подлежит демонтажу и ремонту в условиях специализированного предприятия.
6.2.5 В случае приостановки на 8 и более часов производства ремонтных работ, связанных с разборкой магистрального или подпорного насоса, крышка насоса должна быть установлена на корпус и закреплена с полной затяжкой гаек. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.
Таблица 6.3 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту насосов
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
|||
|
ТО |
ТР |
СР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Магистральные и подпорные насосы |
см. таблицу 6.1 |
|||
|
Визуальный контроль герметичности стыков крышки с корпусом, мест соединений с технологическими и вспомогательными трубопроводами, уплотнений вала, места сопряжения корпуса вертикального подпорного насоса со стаканом |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния фланцевых и резьбовых соединений |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка технического состояния муфты (затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклости; резиновых колец втулочно-пальцевой муфты на отсутствие расслоений и трещин; а также см. приложение Ф |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль наличия и качества смазки в зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм) |
+ |
+ |
– |
– |
|
Визуальный контроль герметичности трубопроводов системы смазки, охлаждения |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния подшипников, измерение радиальных зазоров между валом и вкладышем подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения, при необходимости, замена |
– |
+ |
+ |
+ |
|
Промывка трубопроводов отвода утечек горячей водой |
– |
+ |
+ |
+ |
|
Демонтаж узла торцовых уплотнений, промывка, визуально-измерительный контроль, установка в насос. При наличии дефекта замена на новый комплект торцовых уплотнений (в сборе) |
– |
+ |
– |
– |
|
Замена торцовых уплотнений (в сборе) |
– |
- |
+ |
+ |
|
Проверка центровки и выполнение центровки, если необходимо по результатам вибродиагностического контроля |
– |
+ |
– |
– |
|
Опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса |
– |
– |
+ |
+ |
|
Демонтаж всех вспомогательных трубопроводов, осмотр, промывка |
– |
– |
+ |
+ |
|
Чистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей, при необходимости, замена или ремонт |
– |
– |
+ |
+ |
|
Контроль целостности корпуса и крышек подшипников |
- |
- |
+ |
+ |
|
Контроль технического состояния лопаток, дисков рабочего колеса, а также сборочных единиц (при необходимости ремонт или замена) |
– |
– |
+ |
+ |
|
Проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников |
– |
– |
+ |
+ |
|
Замена паронитовых и резиновых уплотнительных прокладок независимо от их технического состояния |
– |
– |
+ |
+ |
|
Восстановление антикоррозионных покрытий и окраски |
– |
- |
+ |
+ |
|
Измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, указанных в приложении У, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения |
– |
– |
+ |
+ |
|
Замена ротора (если срок проведения дефектоскопии или списания совпадает с временем выполнения ремонта или выявлен дисбаланс) |
– |
– |
+ |
+ |
|
Осмотр и обмер уплотнительных поверхностей деталей разгрузочного узла, элементов межступенных щелевых уплотнений (для насосов НМ 1250-400, НМ 500-800 и ЦНС), при необходимости ремонт или замена деталей |
– |
– |
+ |
+ |
|
Дефектация и при необходимости замена уплотняющих втулок, импеллера, замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников |
– |
– |
+ |
+ |
|
Разборка, ремонт деталей промвального узла, муфты. Установка зазоров между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм), контроль величины избыточного давления в воздушной камере вала |
– |
– |
+ |
+ |
|
Дефектация деталей резьбовых соединений, при необходимости замена болтов, шпилек и гаек со смятой или сорванной резьбой |
– |
– |
+ |
+ |
|
Обследование состояния фундамента на отсутствие трещин, определение величины его осадки, согласно раздела 12, проверка состояния анкерных (фундаментных) болтов и степени их затяжки |
– |
– |
+ |
+ |
|
Замена анкерных болтов (в случае демонтажа корпуса) при необходимости |
– |
– |
– |
+ |
|
Визуально-измерительный контроль корпусных деталей. Обязательному измерительному контролю подлежат места сопряжения уплотнительных колец с корпусом, посадки деталей подшипниковых узлов, места расположения импеллеров, втулок, камер торцовых уплотнений, а также толщина стенки спирального отвода корпуса по периферии (над рабочим колесом). |
– |
– |
– |
+ |
|
Контроль состояния сопрягаемых поверхностей крышки и корпуса насоса на плоскостность, наличие каверн, вмятин, рисок. При обнаружении дефектов на плоскостях разъема корпусных деталей допускается производить механическую обработку (шлифовку) на глубину не более 0,5 мм без демонтажа насоса. Компенсация глубины снятого материала производится путем соответствующего увеличения толщины паронитовой прокладки. |
– |
– |
– |
+ |
|
Контроль магнитометрическим или ультразвуковым методом зон сопряжения входного и напорного патрубков с корпусом насоса, по технологии указанной в РД 153-39.4Р-124-02 [2]. По результатам контроля принимается решение об устранении дефекта или замене корпуса насоса. После устранения дефектов на ЦБПО (БПО) корпус насоса подвергается гидравлическому испытанию на прочность давлением 1,5 Рраб, где Рраб - максимальное рабочее давление насоса в данной технологической обвязке |
– |
– |
– |
+ |
|
Сборка, центровка насосного агрегата |
– |
– |
+ |
+ |
|
Опрессовка насоса и вспомогательных трубопроводов |
- |
+ |
+ |
- |
|
Гидравлическое испытание на прочность, плотность и герметичность совместно с технологической обвязкой давлением 1,25 Рраб |
– |
– |
- |
+ |
|
Обкатка |
– |
+ |
+ |
+ |
|
Кроме того: |
|
|||
|
для горизонтального подпорного насоса НГПНА 3600-120 |
см. таблицу 6.1 |
|||
|
Контроль засоренности и очистка фильтра на линии подвода нефти к гидростатическим подшипникам |
+ |
- |
+ |
+ |
|
Проверка зазора в гидропяте, проверка состояния и степени износа деталей гидропяты, замена при необходимости |
- |
- |
+ |
+ |
|
Проверка состояния и степени износа втулок и вкладышей гидростатических подшипников, замена при необходимости |
- |
- |
+ |
+ |
|
для вертикальных подпорных насосов |
см. таблицу 6.1 |
|||
|
Замена смазки (масла) согласно руководству по эксплуатации насосных агрегатов заводов-изготовителей и примечанию 6 |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль работоспособности системы обогрева картера насоса |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка отсутствия течи из-под крышки стакана и из картера насоса |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль температуры верхнего подшипникового узла (не выше 70 °С для насосов «Вортингтон 26 QLCM/2» и 80 °С для насосов типа НПВ) |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Замена подшипников качения через 10000 часов работы насоса |
- |
- |
+ |
+ |
|
Замена торцового уплотнения через 10000 часов наработки насоса |
- |
- |
+ |
+ |
|
Проверка состояния и замена, при необходимости, среднего и нижнего подшипников скольжения |
- |
- |
+ |
+ |
|
Демонтаж насоса, визуальный контроль корпуса, проверка состояния стакана, разборка насоса, дефектация и ремонт деталей в условиях ЦБПО или НПС |
– |
– |
+ |
+ |
|
Вспомогательные насосы, кроме герметичных погружных и скважинных |
см. таблицу 6.1 |
|||
|
Проверка крепления насоса к фундаменту |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Проверка технического состояния муфты |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Проверка состояния уплотнения вала насоса, замена, при необходимости |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Проверка наличия смазки в подшипниках насоса, пополнение, при необходимости |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Проверка исправности и герметичности запорной арматуры, обратных и предохранительных клапанов. При потере герметичности - замена прокладок или дополнительная затяжка болтов (гаек), фланцевых соединений |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Чистка насоса от загрязнений |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Снятие крышки подшипникового узла и визуальный осмотр состояния подшипников и их посадки |
– |
+ |
– |
+ |
|
Чистка фильтра на входе в насос (при наличии) |
– |
+ |
– |
+ |
|
Замена смазки (при переходе с одного типа смазки на другой необходимо промыть подшипники) |
– |
+ |
– |
+ |
|
Проверка центровки насосного агрегата |
– |
+ |
– |
+ |
|
Пуск и опробование под нагрузкой |
– |
+ |
– |
+ |
|
Демонтаж подлежащего капитальному ремонту насоса, монтаж нового (или заранее отремонтированного насоса) |
– |
– |
– |
+ |
|
Герметичные погружные насосы типа ГНОМ |
см. таблицу 6.1 |
|||
|
Чистка сетки на входе (с подъемом насоса на поверхность) с периодичностью один раз в неделю и проверка наличия масла в разделительной камере, дозаливка при необходимости |
+ |
– |
– |
– |
|
Замена масла |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Ремонт насоса на специализированном предприятии |
– |
+ |
– |
+ |
|
Скважинные насосы типа ЭЦВ |
см. таблицу 6.1 |
|||
|
Проверка работы насоса на наличие посторонних шумов |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Проверка работоспособности запорной арматуры, обратных клапанов |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Чистка приямка скважины, откачка воды |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Проверка подачи |
+ |
+ |
– |
+ |
|
Демонтаж подлежащего ремонту насоса, монтаж нового (заранее отремонтированного) |
– |
+ |
– |
+ |
|
Ремонт насоса на специализированном предприятии |
– |
+ |
– |
+ |
|
Примечания 1 Технические осмотры магистральных и подпорных насосов проводятся: дежурным персоналом НПС - 2 раза в смену; инженерами служб - 1 раз в день; заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. 2 Если магистральный или горизонтальный подпорный насосный агрегат находится в резерве более 1 месяца, то не реже 1 раза в месяц производится проворот ротора вручную на 180 ° для предотвращения прогиба вала насоса, о чем делается запись в формуляре. 3 После ремонта (текущего, среднего и капитального) магистральных насосных агрегатов проводится проверка избыточного давления в воздушной камере промвального узла, которое должно быть не менее 200 Па (20 мм вод. ст.). 4 При выполнении среднего ремонта магистральных и подпорных насосов производится замена деталей и узлов независимо от технического состояния, если их наработка на отказ близка к наработке насоса для выполнения среднего ремонта. Ротор и торцовые уплотнения, используемые при ремонте насоса, заменяются в комплекте (в сборе). 5 Устранение обнаруженных неисправностей и дефектов осуществляется при отключенном агрегате с соблюдением требований ПТЭ и ПТБ. 6 Пополнение консистентной смазки Литол 24 в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 через каждые 400 часов наработки насоса: – проверка по маслоуказателю уровня турбинного масла в картере насоса НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120, при необходимости пополнение; – полная замена смазки Литол 24 в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80, каждые 800 часов работы и турбинного масла в картере насосов НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 - через каждые 4000 часов. Для насосов типа НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 при температуре окружающего воздуха выше 5 °С применяется масло турбинное Т22, при температуре ниже 5 °С – масло ХФ22С–16 или ВНИИНП. На насосах с централизованной системой смазки масло ТП-22 применяется круглогодично; - через первые 500 часов работы насоса слив из корпуса упорного подшипника насоса «Вортингтон 26 QLCM/2» масла «ВР энергол LPT50», его фильтрация и заливка; – замена масла («ВР энергол LPT50») упорного подшипника насоса «Вортингтон 26QLCM/2» через каждые 5000 часов; – замена консистентной смазки радиального подшипника промежуточного вала насоса «Вортингтон 26 QLCM/2» через 500 часов работы. |
||||
6.2.6 Обслуживание и ремонт виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатов должны выполняться в соответствии с ТУ 3666-068-00147105-2003 [3], инструкциями по эксплуатации соответствующих комплектующих изделий ВКС [3,4,5,6,7,8].
Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонта ВКС представлены в таблице 6.4.
Таблица 6.4 - Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонтов виброкомпенсирующих систем насосных агрегатов
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
|
|
ТО |
Ремонт |
|
|
Визуальный осмотр рамы на отсутствие трещин, отсутствие зазоров между элементами крепления к раме оборудования и фундамента, восстановление качества окраски |
1 раз в месяц, окраска по необходимости |
- |
|
Визуальный осмотр упруго-демпферных опор насосного агрегата на отсутствие трещин, расслоений, смещений, при необходимости замена опор. Контроль, при необходимости, подтяжка резьбовых соединений |
1 раз в месяц |
- |
|
Ремонт рамы по результатам обследования, замена упруго-демпферных опор на новые, регулировка высотного положения рамы с опорами относительно фундамента |
- |
8 лет |
|
Контроль технического состояния компенсаторов-виброгасителей на входе и выходе насоса (качество крепления, состояние и герметичность сварных соединений с технологическими нефтепроводами и патрубками насосов, отсутствие деформации и течи сильфонов) |
1 раз в месяц |
- |
|
Демонтаж старых компенсаторов-виброгасителей; подгонка и монтаж новых |
- |
20 лет |
|
Визуальный осмотр гибких виброгасящих компенсаторов (рукавов) на предмет обнаружения негерметичности по гибкой части в местах соединений с насосом и вспомогательными трубопроводами; проверка целостности металлической оплетки; подтяжка элементов соединений; контроль отсутствия касания гибкой части компенсаторов к корпусу насоса и, при необходимости, установка держателей |
1 раз в месяц |
- |
|
Демонтаж и замена гибких виброгасящих компенсаторов на новые, регулировка их пространственного положения |
- |
Согласно документации на компенсаторы, но не реже 1 раза в 8 лет |
|
Контроль технического состояния реактивных опор патрубков насоса, в том числе крепления металлической ленты, амортизаторов, элементов крепления амортизаторов к плите и раме. В случае обнаружения перекосов расположения амортизаторов или трещин (надрывов) в упругих элементах демонтаж старых и монтаж новых амортизаторов. Контроль равномерности прилегания к плите всех амортизаторов, при необходимости регулировка их положения по высоте |
1 раз в месяц |
- |
|
Капитальный ремонт реактивных опор с заменой амортизаторов |
- |
8 лет |
6.2.7 Заменяемый после ремонта ротор должен пройти дефектоскопический контроль с соответствующим оформлением формуляра, заключения или акта по форме приложения Л.
6.2.8 Дефектоскопия валов насосов осуществляется службой дефектоскопии ОАО МН или специализированными предприятиями после демонтажа ротора во время ремонта насоса.
Методика и технология дефектоскопии валов магистральных и подпорных насосов должна соответствовать РД 153-39ТН-010-96 [9].
Внеочередной дефектоскопический контроль проводится, если при визуальном контроле или по результатам вибродиагностики выявлены признаки наличия трещины.
6.2.9 Валы магистральных и подпорных насосов после наработки 72000 часов эксплуатировать запрещено.
6.2.10 Валы вспомогательных насосов подвергаются визуально-измерительному контролю при проведении ремонтов. При выявлении признаков наличия трещины вал подвергается дефектоскопическому контролю с применением ультразвукового, вихретокового, магнитопорошкового, капиллярного методов согласно технологии, представленной в РД 153-39ТН-010-96 [9].
Валы вспомогательных насосов с трещинами эксплуатировать запрещается.
6.3 Требования к выполнению ремонта насосов
6.3.1 Входной контроль деталей и узлов
6.3.1.1. Все детали и узлы, поставляемые для ремонта, подвергаются входному контролю, в ходе которого осуществляется:
- проверка паспортов и сертификатов, наличие в них обозначения (номера), даты, свидетельства о приемки;
- измерение при помощи универсального и специального измерительного инструмента посадочных размеров;
- внешний осмотр на отсутствие трещин, забоин, задиров, надрывов, вмятин, заусениц на поверхности деталей;
- визуальный осмотр шероховатости обработанных поверхностей (при признаках большой шероховатости - контроль профилометром или сравнением с образцами шероховатости);
- внешний осмотр качества швов сварных соединений;
- проверка состояния резьбы и деталей резьбовых соединений;
- контроль основных размеров ротора согласно паспорта (формуляра), результатов балансировки и дефектоскопии, наработки и количества пусков;
- контроль наличия смазки зубчатых муфт; проверка состояния рабочих элементов пластинчатых и упругих втулочно-пальцевых муфт;
- визуальный контроль технического состояния блоков радиально-упорных подшипников, самих подшипников, втулки, кольца. Контроль посадочных размеров, сопоставление их с паспортными и посадочными размерами элементов насоса;
- визуальный контроль качества заливки подшипников скольжения, контроль соответствия номера и размеров подшипника требуемым технической документацией на насос;
- проверка основных размеров торцовых уплотнений, качества притирки пар трения, состояния резиновых уплотнений, упругости пружин торцовых уплотнений, наличия в паспорте данных стендовых испытаний с указанием материала пары трения, размеров колец, испытательного давления, контроль уплотнительных материалов (приложение Х).
6.3.1.2 Требования к контролю и отбраковке деталей общего назначения
Болты, гайки и резьбы:
- состояние резьбы проверяется внешним осмотром, на резьбе деталей не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более 2-х ниток;
- грани головок болтов и гаек не должны иметь повреждений и износа более 0,05 мм.
Стопорные и пружинные шайбы:
- стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в местах перегиба;
- пружинные шайбы, бывшие в употреблении, могут быть использованы повторно, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется величиной развода концов шайб. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый - полуторной.
6.3.2 Контроль выполнения ремонта
6.3.2.1 Перед установкой деталей в насос контролируется:
- состояние поверхностей сопряжения деталей насоса с корпусом;
- качество притирки пар трения и состояние резиновых уплотнений торцовых уплотнений;
- надежность крепления рабочего колеса и втулок на валу;
- легкость вращения внутреннего кольца подшипника качения относительно наружного;
- диаметральные размеры обода рабочего колеса и уплотнительного кольца, размер щелевого зазора между указанными деталями согласно приложению У;
- чистота устанавливаемых деталей.
6.3.2.2 В ходе ремонта осуществляется контроль отдельных операций.
При укладке ротора в корпус насоса рабочее колесо должно занимать симметричное положение относительно спирали корпуса. Такое положение рабочего колеса достигается подгонкой толщины регулировочного кольца. Несовпадение осей рабочего колеса и отвода не должно превышать величины, указанной в документации на конкретный тип насоса. Отклонение контролируется в плоскости разъема.
Положение ротора в радиальном направлении контролируется по замерам зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса, зазоров между валом и втулками. Окончательные величины радиальных зазоров должны сравниваться с паспортными и записываться в протоколе наладки насоса (приложение Н).
Перед установкой крышки насоса проверяется легкость проворачивания ротора от руки, вращение должно быть свободным, без заеданий. Все прокладки должны быть без надрывов и трещин. Использование паронитовых прокладок и резиновых уплотнительных колец, бывших в употреблении, запрещается.
У насоса НГПНА 3600-120 при сборке проверяется величина осевого зазора в узле гидропяты. Величина зазора при роторе, сдвинутом до упора в сторону электродвигателя, не должна превышать 0,5±0,05 мм.
При сборке секционного насоса проверяется осевой зазор между ротором и статором при установке каждого рабочего колеса. Осевой разбег ротора после сборки насоса должен соответствовать величине, указанной в документации на насос, а при отсутствии этого требования должен быть не менее 6 мм.
При сборке насоса осуществляется контроль плавности вращения радиально-упорного подшипника скольжения.
У подшипников скольжения контролируется прилегание по валу, зазоры, натяг по крышке.
Прилегание шеек вала по всей длине вкладышей должно быть обеспечено на угле охвата 60°-90°. При необходимости вкладыши подлежат шабровке. Проверяются верхние и боковые зазоры между шейкой вала и вкладышем. Боковые зазоры контролируются на расстоянии 5-7 мм от плоскости разъема вкладышей. Контролируется установка ротора в корпус насоса в осевом и радиальном направлении.
После установки крышки насоса и равномерного поочередного затягивания диаметрально противоположных гаек в 2-3 приема проверяется плавность вращения ротора от руки и замеряется биение по полумуфте.
После окончания сборки насоса производится проверка герметичности маслосистемы насоса и опрессовка внутренней полости насоса с технологическими нефтепроводами (от входной задвижки насоса до выходной) давлением 1,25 Рраб, где Рраб- максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосных агрегатов.
6.3.3 Результаты ремонтов отражаются в протоколе наладки, приложение Н.
6.3.4 Магистральные и подпорные насосные агрегаты после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанного в п. 5.3.9.
Во время обкатки контролируется температура подшипников, температура и давление масла, вибрация. Если по завершению обкатки рост любого из перечисленных параметров не прекратился (в пределах допустимых значений), то насос не может быть принят в эксплуатацию после ремонта.
Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанного в паспорте насоса (или руководстве по эксплуатации завода-изготовителя). При отсутствии таких указаний обкатка проводится в течение одного часа. Во время обкатки контролируется стабильность давления на выходе насоса и его соответствие технологической карте. При обкатке проверяется отсутствие явлений, свидетельствующих о недостатках ремонта или монтажа (недостаточный напор, повышенный шум, вибрация, нагрев). После обкатки и сравнительного анализа вибрации, замеренной до и после ремонта, выносится заключение о допуске насоса к эксплуатации.
Порядок контроля вибрации вспомогательных насосов изложен в разделе 14.
6.4 Контроль работоспособности насосов
6.4.1 После выполнения среднего и капитального ремонтов и обкатки определяются эксплуатационные характеристики (зависимость напора и КПД от подачи) и параметры (вибрация и температура подшипников насоса), которые сравниваются со значениями, замеренными до вывода агрегата в ремонт, составляется заключение о качестве ремонта. Полученные характеристики являются базовыми и служат основой для оценки технического состояния насосного агрегата при дальнейшей его эксплуатации.
6.4.2 Снятие базовых характеристик проводится под руководством службы технологических режимов. Работы проводятся в соответствии с утвержденной главным инженером ОАО МН программой и методикой.
Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода в соответствии РД 39-0147103-342-89 [10].
6.4.3 Базовые характеристики используются для оценки технического состояния насоса при оперативных и плановых диагностических контролях.
6.4.4 Оперативный контроль осуществляется оператором, который при выявлении отклонений постоянно контролируемых параметров от установившихся (температуры подшипников и масла, давления в маслосистеме, величины вибрации, величины нагрузки электродвигателя насосного агрегата, величины осевого смещения ротора) сообщает об этом инженеру-механику НПС для анализа причин такого изменения и принятия мер по устранению неисправностей.
6.4.4.1 Контроль температуры подшипников насоса осуществляется системой автоматики НПС и дежурным оператором. Для магистральных и подпорных насосов назначаются следующие уставки по максимальной температуре подшипников:
- аварийная максимальная температура подшипников насоса (устанавливается заводом-изготовителем);
- повышенная температура подшипников насоса (устанавливается на 15 °С ниже аварийной).
При повышении температуры подшипников - более чем на 5 °С за 10 минут при установившемся режиме работы насоса, оператор НПС обязан доложить о происшедшем инженеру-механику НПС для анализа причины такого изменения (снижение давления масла или производительности маслонасоса, повышение температуры перекачиваемой нефти, неполадки системы охлаждения масла, рост вибрации подшипниковых опор) и принятия мер по устранению повышения температуры. При дальнейшем повышении температуры на 5 ° и более насосный агрегат выводится в неплановый ремонт.
Для вспомогательных насосов температура подшипников замеряется в случае появления признаков нагрева. Допустимое значение температуры подшипников вспомогательных насосов приводится в паспорте (руководстве по эксплуатации завода-изготовителя). При отсутствии таких сведений допустимое значение температуры подшипников вспомогательных насосов не должно превышать 70 °С.
6.4.4.2 При росте температуры масла проверяется система охлаждения масла согласно разделу 10.
6.4.4.3 Давление масла в маслосистеме магистральных насосных агрегатов контролируется по манометрам общего назначения с пределом измерения 0…1,6 кгс/см2 класса точности не более 1,6, установленным в насосном зале. Отбор давления производится перед подшипниками насосного агрегата (в конце масляной магистрали). Давление масла перед подшипниками насосного агрегата должно быть в пределах величины, указанной в инструкции завода-изготовителя насосного агрегата.
При снижении давления масла определяется причина неисправности и принимается решение о необходимости промывки или замены фильтра, регулировки перепускного клапана насоса или перепускного вентиля маслосистемы, осмотра системы на наличие утечек, проверки исправности маслонасосов (см. раздел 10).
6.4.4.4 Контроль вибрации осуществляется согласно разделу 14. При росте величины вибрации выполняется неплановый вибродиагностический контроль с учетом режима работы насоса (подачи и давления на входе).
6.4.4.5 Изменение нагрузки электродвигателя свидетельствует о заклинивании ротора насоса из-за попадания в проточную часть посторонних предметов, разрушении вала или подшипников.
6.4.4.6 Величина осевого смещения (сдвига) ротора для секционных магистральных и подпорных насосов типа НМ и ЦНС, на ротор которых действуют постоянные осевые усилия, должна контролироваться системой автоматики насосных агрегатов, а также визуально один раз в сутки дежурным персоналом на насосах, имеющих соответствующие указатели.
Контролируемая величина осевого смещения ротора и установка датчиков для его измерения должна соответствовать документации на конкретный тип насоса.
6.4.4.7 При срабатывании защиты насосного агрегата по аварийной утечке нефти из торцового уплотнения проверяется техническое состояние пар трения, пружин, резиновых уплотнительных колец, манжет, отсутствие между вращающимся и неподвижным кольцом механических частиц. При исправности указанных элементов промываются трубопроводы слива утечек, проверяется настройка системы автоматики на срабатывание аппаратуры по величине утечек.
Максимальная допустимая величина утечек не должна превышать паспортное значение и указывается в карте уставок защиты насосного агрегата.
6.4.4.8 Для скважинных насосов типа ЭЦВ и герметичных погружных насосов типа ГНОМ признаками неисправности являются:
- прекращение или уменьшение подачи воды более чем на 25 % от номинальной величины, указанной в паспорте насоса (руководстве по эксплуатации завода-изготовителя);
- снижение напора (давления) насоса более чем на 20 %, определенного для одной и той же подачи (для насосов типа ЭЦВ);
- увеличение силы тока электродвигателя более номинального на 10 %, определенного по контрольному амперметру. Номинальная величина силы тока приведена в паспорте насоса (руководстве по эксплуатации завода-изготовителя).
До демонтажа указанных насосов и передачи их в ремонт необходимо проконтролировать состояние скважины, заборной части агрегатов, герметичность трубопроводной обвязки.
6.4.5 Плановый диагностический контроль осуществляется с периодичностью, указанной в таблице 6.1, а также перед выводом в средний и капитальный ремонты.
Плановый диагностический контроль включает:
- контроль и анализ вибрационных параметров в соответствии с разделом 14 настоящего РД;
- контроль и анализ величины изменения температуры подшипников насоса; давления и температуры масла за период от последнего ремонта;
– определение напора, коэффициента полезного действия (КПД) насоса.
Результаты контроля оформляются «Актом проведения диагностического контроля» (приложение М). Если контроль выполнен перед ремонтом, то акт предоставляется вместе с другими документами исполнителю ремонта.
По результатам планового диагностического контроля, выполненного в межремонтный период согласно срокам таблицы 6.1, принимается решение о выводе насоса в ремонт или о его дальнейшей эксплуатации.
6.5 Оценка работоспособности насоса по коэффициенту полезного действия, напору и кавитационному запасу
6.5.1 Оценка работоспособности магистральных и подпорных насосов по эксплуатационным параметрам основывается на сравнении паспортных и базовых характеристик (параметров) напора, КПД, допускаемого кавитационного запаса с фактическими эксплуатационными.
Определение напора и КПД насосного агрегата, в соответствии с РД 39-0147103-342-89 [10], производится после монтажа нового насоса, среднего и капитального ремонтов. При отклонении в сторону уменьшения напора на величину более 4 %, КПД насоса более 3 % от паспортных значений проводится разборка насоса и обследуется проточная часть корпуса и рабочего колеса. При этом выявляются следующие дефекты: зауженное горло; отклонения размеров и площади спирального отвода от величин, указанных в конструкторской документации; дефект «языка»; большая шероховатость проточной части насоса и поверхностей рабочего колеса; несоответствие размеров рабочего колеса конструктивным параметрам; несимметричное расположение колеса относительно спирального отвода; большой зазор между ободом колеса и уплотнительным кольцом или несимметричность зазора по окружности; наличие зазора между уплотнительным кольцом и корпусом насоса. Также проверяется герметичность обратного затвора в обвязке насоса.
Изменение характеристик насосного агрегата вызываются причинами, указанными в таблице 6.5.
Таблица 6.5 - Причины изменения характеристик КПД и напора насосов по подаче
|
Описание деформаций характеристик |
Возможные причины |
|
1 |
2 |
|
Напор и КПД ниже, мощность без изменения |
Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса |
|
|
Колесо установлено несимметрично относительно оси улитки (спирального отвода) насоса. Работа насоса в предкавитационном режиме |
|
Напор и мощность ниже, КПД без изменений |
Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса. Несоответствие чертежу отливки рабочего колеса |
|
Напор и КПД ниже, мощность выше |
Чрезмерные перетоки через уплотнения рабочего колеса вследствие большого зазора в щелевом уплотнении. |
|
|
Неравномерный по окружности зазор в щелевом уплотнении рабочего колеса. Негерметичен обратный клапан |
|
Напор и мощность выше, КПД без изменений |
Увеличенный наружный диаметр рабочего колеса |
|
Напорная характеристика более пологая, величина максимального КПД смещена в сторону больших подач |
Увеличенная площадь спирального отвода |
|
Напорная характеристика более крутая, величина максимального КПД смещена в сторону меньших подач |
Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными |
|
Допускаемый кавитационный запас выше паспортного |
Износ входных кромок лопаток рабочего колеса. Чрезмерный износ щелевых уплотнений рабочего колеса |
По результатам обследования насос подлежит доводке с последующим повторным определением указанных характеристик и сравнением их с паспортными.
Полученные значения напора и КПД используются как базовые при дальнейшей оценке технического состояния насоса.
6.5.2 Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса относительно базовых значений на 5-6 % и более для магистральных и подпорных насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки, выполненной при сравнении стоимости ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, и затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ эта величина составляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - 4 %; НМ 1250-260 - 3,5 %; НМ 2500-230 - 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные горизонтальные насосы - 2 %; подпорные вертикальные насосы – 3,5 %).
6.5.3 Оценка работоспособности насоса по параметрическим критериям осуществляется как на основе данных, полученных по АСУ ТП, так и на основе контрольных испытаний с применением временно устанавливаемых образцовых средств измерения. Измеряемые параметры и средства измерения:
- напор определяется по давлению на входе и выходе насосного агрегата и плотности нефти. Давление замеряется штатными первичными преобразователями давления АСУ ТП или манометрами МТИ класса точности не более 1,0, дифференциальными датчиками давления;
– подача определяется по узлу учета, по изменению объемов в резервуарах или переносными (накладными) ультразвуковыми расходомерами;
– мощность, потребляемая насосом, определяется штатными первичными преобразователями мощности или переносными комплектами типа К-506 класса точности 0,5 с последующим учетом КПД электродвигателя. Для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру, амперметру и cos j;
– частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения или переносным строботахометром класса точности 0,5;
– плотность, вязкость и давление насыщенных паров перекачиваемой нефти определяются в лаборатории.
Измерения параметров проводятся только при стационарном (установившемся) режиме перекачки и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.
Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе и выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ±3 % от среднего значения в течение не менее 1 часа.
Из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные:
– в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса;
– при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;
– при переключении измерительных линий на узлах учета нефти.
Для насосов типа НМ 1250 – НМ 10000 с постоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0×10-4 м2/с для насосов с подачей 1250-2500 м3/ч, при вязкости более 2,0×10-4 м2/с - для насосов с подачей выше 3600 м3/ч. Влияние вязкости на энергетическую характеристику (h-Q) необходимо учитывать при вязкости более 0,6×10-4 м2/с. Для насосов НМ 360 – НМ 710 влияние вязкости на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 0,7×10-4 м2/с, на КПД при вязкости более 0,4×10-4 м2/с.
Оценку текущих эксплуатационных параметров (напора, КПД) необходимо выполнять по среднеарифметическому значению не менее 3-х замеров.
Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек (режимов), чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.
Оценка текущих параметров и построение характеристик насосных агрегатов выполняется по РД 39-0147103-342-89 [10].
6.5.4 Определение и оценка допускаемого кавитационного запаса выполняются при снятии базовых характеристик и обязательны при:
– использовании рабочих колес в исполнении, не предусмотренном технической документацией;
– установке на входе в рабочее колесо предвключенных шнеков;
– модернизации насоса, приведшей к изменению площади проточной части насоса, конструкции рабочего колеса;
- изменении частоты вращения ротора насоса;
- уменьшения длины валов подпорных насосов типа НПВ.
Работы по определению и оценке кавитационного запаса проводятся в соответствии с ГОСТ 6134 и утвержденной главным инженером ОАО МН программой и методикой для конкретной НПС.
Полученная величина допускаемого кавитационного запаса используется при определении уставок по минимальному давлению на входе в насос, согласно приложению Ц.
6.6 Нормативы технического обслуживания и ремонта
6.6.1 Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта приведены в таблице 6.6.
Таблица 6.6 - Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов
|
Тип насоса |
Трудоемкость, чел.-ч |
|||
|
ТО |
ТР |
СР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
НМ 125-550 - НМ710-280 |
4 |
38 |
85 |
120 |
|
НМ 1250-260, НМ 2500-230, НМ 3600-230 |
6 |
|
124 |
180 |
|
НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210, 24 DVS-D |
8 |
49 |
160 |
280 |
|
НГПНА 3600–120 |
5 |
- |
130 |
190 |
|
НМ 1250–400 |
5 |
48 |
150 |
200 |
|
6Н-10х4 |
4 |
38 |
90 |
128 |
|
10Н-8х4, 14Н-12х2, 8НД-6хЗ, 8НД-9х2 |
5 |
40 |
98 |
138 |
|
8НД-10х5, 10НД-10х5, 16НД-10х1 |
4 |
40 |
98 |
176 |
|
20НД–12х1 |
4 |
40 |
116 |
176 |
|
24НД-14х1 |
6 |
40 |
116 |
176 |
|
НПВ 1250-60 |
4 |
72 |
192 |
288 |
|
НПВ 2500-80, НПВ 3600-90 |
6 |
72 |
192 |
288 |
|
НПВ 5000-120 |
8 |
80 |
200 |
298 |
|
НМП 2500-74, НМП 3600-78, НМП 5000-120 |
6 |
38 |
116 |
154 |
|
Вортингтон 26QLCM/2 |
8 |
50 |
150 |
190 |
|
НЦН-Е |
8 |
48 |
114 |
160 |
|
18DVS-F |
4 |
36 |
92 |
128 |
|
12НДсН- 20НДсН, 1Д200-90, 1Д315-71 |
4-8 |
38 |
88-94 |
120 |
|
ЦНС 38-ЦНС 300 |
2 |
18 |
|
100 |
|
ЭЦВ 4-ЭЦВ20 |
2 |
32 |
|
60 |
|
12НА-9х4, 12НА-22х6 |
2 |
12 |
|
30 |
|
20НВ 22´3, 20НВ 22´2 |
2 |
12 |
|
36 |
|
К65-50-160 - К200-150-315 |
1 |
5 |
|
15 |
|
НВ 50/50, АХП 45/31 |
1 |
6 |
|
18 |
|
СМ125-80-315/4 (ФГ81/31) |
1 |
5 |
|
15 |
|
Ш40–6; Ш5–25М; (РЗ–30 И) |
1 |
5 |
|
34 |
|
НОУ 50-350; НВН 50-350 |
2 |
18 |
- |
64 |
|
ВКС 5/24 |
1 |
5 |
- |
15 |
|
ГНОМ25-20, ГНОМ 10-10 |
2 |
13 |
- |
22 |
|
Примечания 1 Нормы трудоемкости ремонтов не предусматривают затрат времени на восстановление деталей и узлов насоса, а также дефектоскопию деталей насосов. 2 Трудоемкость среднего и капитального ремонтов увеличивается, если по результатам дефектоскопии деталей, контроля и оценки работоспособности насосов необходимо проведение дополнительных работ не указанных в разделе 6.2. |
||||
6.6.2 Нормы технологического резерва запасных частей насосов, необходимые для бесперебойной работы насосов в течение года, представлены в таблице 6.7.
Таблица 6.7 - Нормы технологического резерва запасных частей насосов
|
Наименование запасных частей |
Единица измерения |
Нормы технологического резерва |
||
|
для ЦБПО (БПО) на 10 единиц однотипного оборудования |
для НПС, состоящей из 4-х НА, на один типоразмер |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
Насосы типа НМ 10000-210, НМ 7000-210, НМ 5000-210, НМ 3600-230, НМ 2500-230, НМ 1250-260 |
||||
|
Вал |
шт. |
2 |
- |
|
|
Колесо рабочее |
компл. |
2 |
- |
|
|
Ротор в сборе |
шт. |
2 |
1 |
|
|
Подшипник опорный (скольжения) |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Подшипник опорно-упорный (радиально-упорный) |
компл. |
2 |
2 |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
шт. |
8 |
- |
|
|
Уплотнение лабиринтное |
шт. |
6 |
- |
|
|
Кольцо маслоотражательное |
шт. |
6 |
- |
|
|
Импеллер |
шт. |
8 |
- |
|
|
Втулка защитная |
шт. |
8 |
- |
|
|
Втулка упорная |
шт. |
8 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое: |
компл.* |
6 |
2 |
|
|
кольцо трущейся пары |
компл. |
12 |
– |
|
|
пружина |
компл. |
6 |
– |
|
|
кольца и манжеты уплотнительные |
компл. |
12 |
– |
|
|
Муфта (зубчатая, пластинчатая) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа НМ 1250-400, НМ 710-280, НМ 500-300, НМ 360-460, НМ 250-475, НМ 125-550 |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
2 |
1 |
|
|
Вал |
шт. |
2 |
- |
|
|
Колесо рабочее I ступени |
шт. |
2 |
– |
|
|
Колесо рабочее |
компл. |
2 |
– |
|
|
Колесо предвключенное |
шт. |
2 |
– |
|
|
Аппарат направляющий |
компл. |
2 |
– |
|
|
Узел гидропяты |
компл. |
2 |
– |
|
|
Подшипник скольжения |
шт |
6 |
2 |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса I ступени |
шт. |
4 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
компл. |
4 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное направляющего аппарата |
компл. |
4 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое: |
компл.* |
10 |
2 |
|
|
кольцо трущейся пары |
компл. |
20 |
– |
|
|
пружина |
компл. |
10 |
– |
|
|
кольца и манжеты уплотнительные |
компл. |
20 |
– |
|
|
Уплотнение лабиринтное |
шт. |
6 |
– |
|
|
Втулка упорная |
шт. |
8 |
- |
|
|
Втулка разгрузки |
шт. |
8 |
- |
|
|
Кольцо резиновое уплотнительное секций |
компл. |
8 |
1 |
|
|
Муфта (зубчатая, пластинчатая) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы консольные типа НК |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Вал |
шт. |
2 |
- |
|
|
Колесо рабочее I ступени |
шт. |
2 |
- |
|
|
Колесо рабочее II ступени |
шт. |
2 |
- |
|
|
Аппарат направляющий |
компл. |
2 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое: |
компл.* |
10 |
2 |
|
|
кольцо трущейся пары |
компл. |
20 |
– |
|
|
пружина |
компл. |
10 |
– |
|
|
кольца и манжеты уплотнительные |
компл. |
10 |
– |
|
|
Шарикоподшипник радиальный сдвоенный |
шт. |
6 |
1 |
|
|
Шарикоподшипник радиально-упорный двойной |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
шт. |
8 |
- |
|
|
Кольцо щелевой разгрузки |
шт. |
4 |
- |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Кольцо резиновое уплотнительное |
компл. |
8 |
1 |
|
|
Насосы типа НПВ 1250-60, НПВ 2500-80, НПВ 3600-90, НПВ 5000-120; НПВ 3600-90-2; НПВ 5000-120-2 |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Подшипник промежуточный (кроме исполнения 2) |
шт. |
6 |
- |
|
|
Подшипник радиально-упорный |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Уплотнение торцовое: |
компл. |
10 |
2 |
|
|
кольцо трущейся пары |
компл. |
20 |
– |
|
|
пружина |
компл. |
10 |
– |
|
|
кольца и манжеты уплотнительные |
компл. |
20 |
– |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа НМП 2500-74 - НМП 5000-120 |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Подшипник опорный |
шт. |
6 |
- |
|
|
Подшипник радиально-упорный |
шт. |
6 |
1 |
|
|
Кольцо уплотнительное |
шт. |
8 |
- |
|
|
Втулка уплотнительная |
шт. |
8 |
- |
|
|
Втулка разгрузки |
шт. |
8 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое: |
компл.* |
10 |
2 |
|
|
кольцо трущейся пары |
компл. |
20 |
– |
|
|
пружина |
компл. |
10 |
– |
|
|
кольца и манжеты уплотнительные |
компл. |
20 |
– |
|
|
Насосы типа НГПНА 3600-120 |
||||
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Подшипник гидростатический |
шт. |
4 |
2 |
|
|
Гидропята |
компл. |
2 |
1 |
|
|
Кольцо уплотнительное |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Уплотнение торцовое |
компл. |
4 |
1 |
|
|
Резино-технические изделия |
компл. |
20 |
4 |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа 12НДсН - 20НДсН |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное |
шт. |
8 |
- |
|
|
Подшипник |
шт. |
6 |
1 |
|
|
Уплотнение: |
|
|
|
|
|
торцовое |
компл.* |
10 |
2 |
|
|
сальниковое |
компл. |
18 |
2 |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
1 |
|
|
Вал промежуточный |
шт. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа НЦН-Е |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
шт. |
6 |
- |
|
|
Подшипник |
компл. |
4 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое |
компл. |
6 |
2 |
|
|
Муфта |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа 5НДв, 6НДв, 8НДв |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное |
шт. |
8 |
- |
|
|
Подшипник |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Муфта |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа Д 3200-75, Д 5000-32, Д 6300-80 |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Вал |
шт. |
2 |
– |
|
|
Колесо рабочее |
шт. |
2 |
– |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
шт. |
6 |
- |
|
|
Втулка защитная |
шт. |
8 |
- |
|
|
Втулка распорная |
шт. |
8 |
- |
|
|
Подшипник |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Уплотнение вала (сальниковое) |
шт. |
18 |
2 |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
шт. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа 1Д 200-90, 1Д 315-71 |
||||
|
Вал |
шт. |
2 |
- |
|
|
Колесо рабочее |
шт. |
2 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
шт. |
4 |
- |
|
|
Втулка защитная |
шт. |
4 |
- |
|
|
Подшипник |
компл. |
4 |
- |
|
|
Уплотнение вала |
компл. |
6 |
2 |
|
|
Муфта |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы центробежные типа К |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Вал |
шт. |
2 |
- |
|
|
Колесо рабочее |
шт. |
2 |
- |
|
|
Подшипник |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Муфта |
компл. |
4 |
- |
|
|
Уплотнение сальниковое |
компл. |
18 |
2 |
|
|
Насосы центробежные секционные типа ЦНС |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
|
|
|
Уплотнение сальниковое |
компл. |
18 |
4 |
|
|
Подшипник |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы шестеренные типа Ш |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Уплотнение вала |
компл. |
4 |
1 |
|
|
Манжета |
компл. |
10 |
2 |
|
|
Насосы вихревые типа ЦВК, АСЦЛ |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Насосы вихревые типа ВКС |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Насосы фекальные типа СМ (ФГ) |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Колесо рабочее |
шт. |
2 |
- |
|
|
Кольцо уплотнительное рабочего колеса |
шт. |
4 |
- |
|
|
Уплотнение сальниковое |
компл. |
18 |
2 |
|
|
Муфта |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы фекальные типа ЦМК |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Уплотнение вала |
компл. |
4 |
2 |
|
|
Подшипник |
компл. |
4 |
- |
|
|
Насосы погружные типа 12 НА 9´4 (12 НА 22´6) |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое |
компл. |
10 |
2 |
|
|
Подшипник радиально-упорный |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Втулка |
шт. |
6 |
1 |
|
|
Муфта |
компл. |
2 |
- |
|
|
Насосы типа 20НВ 22´3, 20НВ 22´2 |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Колесо рабочее |
компл. |
1 |
- |
|
|
Уплотнение торцовое |
компл. |
6 |
2 |
|
|
Насосы скважинные типа ЭЦВ |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Насосы типа НВН 50-350 |
||||
|
Кольца уплотнительные |
компл. |
2 |
- |
|
|
Вал |
шт. |
1 |
- |
|
|
Колесо |
компл. |
1 |
- |
|
|
Насосы типа ГНОМ |
||||
|
Насос в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
|
Примечание - *В комплект входит два торцовых уплотнения в сборе |
||||
7 Техническое обслуживание и ремонт арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов
7.1 Общие положения
7.1.1 Вся вновь поступающая арматура и обратные затворы должны подвергаться приемо-сдаточным испытаниям на заводе-изготовителе в присутствии представителя технического надзора ОАО «АК «Транснефть» или на специализированном ремонтном предприятии (ЦБПО) под надзором службы технического контроля в соответствии с программой приемо-сдаточных испытаний арматуры, разработанной заводом-изготовителем или специализированным ремонтным предприятием и утвержденной ОАО «АК «Транснефть».
7.1.2 Входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов проводится в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».
7.1.3 Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту распространяются на запорную арматуру и обратные затворы отечественного и импортного производства условным диаметром от 50 до 1200 мм включительно для линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и систем пожаротушения:
- задвижки клиновые и шиберные;
- краны шаровые;
- затворы обратные.
7.1.4 Организация работ по проведению технического обслуживания, текущего, среднего, капитального ремонта, диагностики и освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов НПС возлагается на службу главного механика, линейной части нефтепроводов - на службу ЛЭС. Границы раздела обслуживания между службами главного энергетика и АСУ ТП устанавливаются в соответствии с утвержденным типовым положением ОАО «АК «Транснефть».
7.1.5 Арматура и обратные затворы считаются работоспособными, если:
- обеспечивается прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;
- не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;
- обеспечивается герметичность всех уплотнений и фланцевых соединений;
- обеспечивается герметичность затвора арматуры и обратного затвора в соответствии с требованиями настоящего документа;
- обеспечивается (в том числе электроприводом арматуры) плавное перемещение без рывков и заеданий всех подвижных частей;
- обеспечивается отключение электропривода арматуры при достижении затвором крайних положений и при превышении допустимого значения крутящего момента.
При невыполнении любого из этих условий арматура и обратные затворы считаются неработоспособными и выводятся из эксплуатации.
7.1.6 Технологический режим работы запорной арматуры с указанием вида управления (местный или дистанционный), перепада давления до и после арматуры (для запорной арматуры с электроприводом) и максимального рабочего давления устанавливается на основании проектной документации, утверждается главным инженером РНУ и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала НПС.
Запрещается эксплуатация арматуры в промежуточном (между полностью открытым и закрытым) положении запорного органа, кроме периода его закрытия и открытия.
При аварийных ситуациях на НПС клиновые и шиберные задвижки могут эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования в промежуточном положении запорного органа, при условии не превышения максимально допустимого перепада давления на запорном органе.
7.1.7 Служба главного механика должна осуществлять регистрацию отказов, учет срока эксплуатации и количества циклов срабатывания арматуры, установленной на технологических и вспомогательных нефтепроводах НПС, с занесением этих данных в паспорт-формуляр арматуры.
Учет и регистрация вышеуказанных данных по арматуре, установленной на линейной части МН, возлагается на службу ЛЭС.
7.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов
7.2.1 Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются:
- техническое обслуживание ТО 1;
- сезонное обслуживание ТО 2;
- текущий ремонт (ТР);
- средний ремонт (СР);
- капитальный ремонт (КР);
- техническое освидетельствование.
Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа с трубопровода. Средний ремонт шиберных задвижек не проводится.
Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия.
7.2.2 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны соответствовать требованиям документации на конкретный вид арматуры и настоящего раздела (таблица 7.1).
Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН.
Таблица 7.1 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
|||
|
ТО 1, мес. |
ТО 2 |
ТР, мес. |
СР, лет |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Задвижки: |
|
|
|
|
|
клиновые DN 50-250 мм |
3 |
Два раза в год1 |
12 |
15 |
|
клиновые, шиберные DN 300-1200 мм |
1 |
Два раза в год1 |
12 |
152 |
|
Визуальная проверка герметичности арматуры по отношению к внешней среде, в том числе состояния и плотности материалов и сварных швов, герметичности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка исправности всех подвижных частей арматуры и электропривода |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Подтяжка сальникового уплотнения или его замена |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Техническое обслуживание электропривода3 |
+ |
+ |
+ |
- |
|
Контроль наличия смазки и ее пополнение в редукторе электропривода с учетом требований заводов-изготовителей |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти и масла |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка подводящих кабелей и крепления клемм электродвигателя |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка крепления и герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30 °С |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности путем полного открытия-закрытия затвора арматуры в местном и дистанционном режимах управления. В случае невозможности выполнения полного цикла, допускается проведение контроля исправности арматуры частичным закрытием (открытием) запорного органа. Контроль осуществляется в местном и дистанционном режимах управления путем страгивания, незначительного перемещения до 10 % и возврата запорного органа в исходное положение |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль срабатывания и настройка муфты ограничения крутящего момента |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль срабатывания и настройка конечных (путевых) выключателей |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры и прямолинейности выдвижной части шпинделя |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки, слив конденсата из защитной стойки шпинделя |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния взрывозащиты электродвигателя, надежности крепления крыльчатки вентилятора электродвигателя |
- |
- |
+ |
- |
|
Проверка состояния подшипникового узла шпинделя, определение степени износа резьбовой втулки шпинделя (в случае чрезмерного износа – ее замена) |
- |
- |
+ |
+ |
|
Восполнение смазки подшипникового узла шпинделя |
- |
- |
+ |
+ |
|
Устранение следов коррозии и задиров шпинделя (штока). Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой. Вмятины и риски глубиной не более 0,15 мм устраняются притиркой шлифовальными порошками и пастой ГОИ с применением притирочных приспособлений |
- |
- |
+ |
+ |
|
Набивка или замена сальников, нажимной втулки |
- |
- |
+ |
+ |
|
Прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину |
- |
- |
+ |
+ |
|
Обтяжка фланцевых уплотнений |
- |
- |
+ |
+ |
|
Обтяжка болтов и гаек осуществляется равномерно в два приема крест-накрест динамометрическими гайковертами. При обнаружении течи во фланцевом соединении проводится дополнительная равномерная обтяжка. Если обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, проводится разборка арматуры и замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации. Обтяжку фланцевых соединений следует проводить с периодичностью согласно требованиям, изложенным в документации на конкретный |
- |
- |
+ |
+ |
|
вид арматуры. При отсутствии данного требования обтяжка фланцевых соединений проводится: - первый раз через 6 месяцев после установки арматуры в объеме проведения ТО 2; - второй раз через год; - далее один раз в пять лет, а также в случае обнаружения подтеков нефти. Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновой задвижки необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки. Обтяжка фланцевых соединений арматуры должна проводиться на отключенном участке трубопровода |
|
|
|
|
|
Замена уплотнения сальникового узла шпинделя на основе асбеста на уплотнения из терморасширенного графита |
- |
- |
+ |
+ |
|
Замена прокладки между корпусом и крышкой (замененная прокладка должна быть из терморасширенного графита) |
- |
- |
+ |
+ |
|
Замена прокладки фланцевых соединений патрубков арматуры на основе асбеста на прокладки из терморасширенного графита у задвижек DN 50-250 мм |
- |
- |
+ |
+ |
|
Замена электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии после 15 лет эксплуатации |
- |
- |
+ |
+ |
|
Кроме того, для клиновых задвижек при среднем ремонте проводится: |
|
|
|
|
|
Снятие крышки, разборка, проверка технического состояния всех деталей и, при необходимости, их ремонт или замена |
- |
- |
- |
+ |
|
Замена подшипника бугельного узла |
- |
- |
- |
+ |
|
Замена сменных частей арматуры, при обнаружении дефектов |
- |
- |
- |
+ |
|
Зачистка и промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек от механических примесей |
- |
- |
- |
+ |
|
Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и затвора, их очистка и шлифовка |
- |
- |
- |
+ |
|
Гидравлические испытания в соответствии с п. 7.2.11 |
- |
- |
- |
+ |
|
Обратные затворы |
3 |
Два раза в год1 |
12 |
15 |
|
Визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе демпфирующих устройств, фланцевого соединения (корпус-крышка), в случае необходимости, его обтяжка |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности демпфирующих устройств и их восстановление |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль уровня масла в демпфирующих устройствах, добавление масла |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 |
- |
- |
+ |
+ |
|
Обтяжка фланцевого соединения корпус-крышка аналогично задвижкам |
- |
- |
+ |
+ |
|
Разборка и зачистка внутренних полостей от грязи и отложений |
- |
- |
- |
+ |
|
Проверка состояния уплотнительных поверхностей корпуса и крышки, корпуса и захлопки их очистка и шлифовка |
- |
- |
- |
+ |
|
Замена втулок и демпфирующих устройств |
- |
- |
- |
+ |
|
Замена прокладки между корпусом и крышкой |
- |
- |
- |
+ |
|
Гидравлические испытания обратных затворов в соответствии с п. 7.2.11 |
- |
- |
- |
+ |
|
Шаровые краны |
1 |
Два раза в год1 |
- |
- |
|
Контроль герметичности шарового крана относительно внешней среды |
+ |
+ |
- |
- |
|
Ввод уплотняющей пасты по штоку |
+ |
+ |
- |
- |
|
Чистка наружных поверхностей |
+ |
+ |
- |
- |
|
Проверка состояния электропривода и крепления клемм электродвигателя |
+ |
+ |
- |
- |
|
Проверка работоспособности шарового крана путем полного открытия-закрытия шара, контроль плавности перемещения и отсутствия заедания подвижных элементов. В случае невозможности выполнения этого цикла - контроль исправности шарового крана частичным до 10 % закрытием (открытием) шара |
- |
+ |
- |
- |
|
Ввод уплотняющей пасты по штоку и, при негерметичности, замена верхнего уплотнения штока |
- |
+ |
- |
- |
|
Контроль герметичности затвора в соответствии с п. 7.2.3 |
- |
+ |
- |
- |
|
Примечания 1 При подготовке к осенне-зимнему и весеннему периоду эксплуатации. 2 Средний ремонт шиберных задвижек не проводится. 3 Техническое обслуживание и ремонт электроприводов арматуры проводится в объеме и в сроки, указанные в Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода. 4 Технические осмотры запорной арматуры, обратных затворов проводятся: дежурным персоналом - 1 раз в смену; инженерами служб - 1 раз в неделю; заместителем начальника НПС - 2 раза в месяц; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
||||
7.2.3 Контроль герметичности затвора запорной арматуры и обратных затворов совмещается с плановыми остановками МН и НПС и выполняется согласно Регламенту входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».
Периодичность проведения контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов приведена в таблице 7.2.
Таблица 7.2 - Периодичность контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов
|
Наименование объекта |
Периодичность, мес. |
Выполнение при проведении |
|
Арматура отсекающая магистральные и подпорные агрегаты |
6 |
ТО 2 |
|
Отсекающая арматура установленная на входе и выходе НПС |
6 |
ТО 2 |
|
Арматура установленная на ПРП резервуаров |
6 |
ТО 2 |
|
Обратные затворы |
12 |
ТР |
|
Арматура основных и резервных подводных переходов многониточных нефтепроводов |
3 |
ТО 1 |
|
Арматура однониточных подводных переходов нефтепроводов |
6 |
ТО 2 |
|
Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги |
12 |
ТР |
|
Задвижки технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС |
12 |
ТР |
|
Шаровые краны технологических нефтепроводов НПС |
12 |
ТО 2 |
Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.
Герметичность затвора арматуры определяется по изменению давления на отсеченных участках нефтепровода и по фиксированию шума протечек нефти через затвор.
Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.
Регистрация шума осуществляется акустическими приборами (течеискателями, шумомерами).
Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры.
Результаты контроля герметичности затвора арматуры оформляются актом установленной формы, заносятся в формуляр.
7.2.4 Диагностический контроль задвижек осуществляется в соответствии с РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».
Диагностический контроль задвижек, обратных затворов и шаровых кранов осуществляется акустико-эмиссионным или магнитометрическим, ультразвуковым, капиллярным (магнитопорошковым) методами. При этом проводится измерение толщины стенок.
7.2.5 Ультразвуковое измерение толщины стенок при проведении диагностического контроля арматуры проводится в определенных контрольных точках.
Контрольные точки подлежат маркировке краской с целью толщинометрии в этих же точках при последующих диагностировании и ремонтах. Результаты измерения заносятся в паспорт (формуляр).
7.2.6 При выявлении негерметичности или недопустимых дефектов корпуса, а также невозможности восстановления работоспособности задвижек обратных затворов и шаровых кранов при проведении ремонтов на НПС оборудование подлежит демонтажу и ремонту на специализированном предприятии (ЦБПО).
7.2.7 Задвижки, установленные на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов, после среднего ремонта подвергаются гидравлическим испытаниям водой давлением 1,25Рраб (где Рраб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе НА) в течение не менее 30 мин. Давление создается на участке между закрытыми задвижками на приеме и нагнетании насоса.
После среднего ремонта клиновые задвижки (кроме установленных на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов) и обратные затворы подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде давлением нефти 1,1Рраб в течение не менее 30 мин.
После проведения гидравлических испытаний задвижек давление сбрасывается до атмосферного и дополнительно проводится испытание на герметичность сальникового уплотнения в течение 5 мин, подачей воздуха с избыточным давлением 0,1-0,3 МПа под крышку.
После среднего ремонта задвижек проводится также испытание на герметичность затвора задвижек в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть».
7.2.8 Арматура после ремонта и испытаний должна соответствовать классу герметичности затвора, указанному в таблице 7.3.
Таблица 7.3 - Классы герметичности затвора арматуры в линейно-технологической схеме нефтепроводов
|
Место расположения арматуры |
Вид арматуры |
Класс герметичности затвора |
|
1 |
2 |
3 |
|
Узлы подключения задвижек на входе и выходе НПС, задействованные в системе общестанционных защит на закрытие |
Шиберная задвижка |
А |
|
Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки) |
Клиновая задвижка, шиберная задвижка |
А |
|
Узлы запуска, приема ВИП (трубопроводы по которым осуществляется продвижение ВИП) |
Шиберная задвижка |
А |
|
Основные и резервные нитки подводных переходов |
Шиберная задвижка |
А |
|
Приемо-раздаточные патрубки резервуаров |
Клиновая задвижка, шиберная задвижка |
А |
|
Технологические трубопроводы НПС |
Клиновая задвижка, шиберная задвижка |
В, С |
|
Линейная часть магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги |
Клиновая задвижка, шиберная задвижка |
А |
Протечки (пропуск среды) в затворе арматуры и обратном затворе по результатам испытаний на герметичность должны быть не более величин, указанных в таблицах 7.4 и 7.5.
Таблица 7.4 - Значения максимально допустимых протечек в затворе арматуры
|
Испытательная среда |
Класс герметичности |
||
|
А |
B |
C |
|
|
Величина протечек при испытании водой (см3/мин) |
Нет видимых протечек |
0,0006×DN |
0,0018×DN |
|
Примечания 1 Определение протечек в затворе проводят при давлении в полости арматуры, равном 1,1 PN. 2 При определении протечек номинальный диаметр DN принимается в миллиметрах. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу. 3 Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры и должен соответствовать, в зависимости от расположения арматуры, таблице 7.3. 4 Температура воды - от 5 до 40 °С. 5. Погрешность измерений протечек не должна превышать: ± 0,01 см3/мин - для протечек 0,1 см3/мин; ± 0,5 % - для протечек более 0,1 см3/мин. 6 Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек - мензуркой с ценой деления 0,1 см3. |
|||
Таблица 7.5- Нормы герметичности для обратных затворов
|
Давление номинальное PN, МПа (кгс/см2) |
Пропуск среды (воды) не более, см3/мин для обратных затворов с условным проходом DN, мм |
|||
|
300, 400 |
500, 600, 700 |
800, 1000 |
1200 |
|
|
< 4 (40) |
25 |
45 |
80 |
150 |
|
³ 4 (40) |
12 |
20 |
40 |
80 |
7.2.9 Перед проведением среднего ремонта клиновых задвижек и обратных затворов, а также после 15 лет эксплуатации шиберных задвижек и шаровых кранов проводится диагностический контроль их технического состояния.
7.3 Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов
7.3.1 Задвижки, обратные затворы и шаровые краны подлежат демонтажу и капитальному ремонту в условиях специализированного предприятия после 30 лет эксплуатации, а также в случае несоответствия герметичности затвора требованиям настоящего документа или обнаружения дефектов оборудования, не устраняемых текущим или средним ремонтом. Капитальный ремонт задвижек DN 50-250 мм не проводится.
7.3.2 При капитальном ремонте арматуры и обратных затворов в условиях специализированного предприятия проводится полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, восстановление их конструктивных параметров или замена пришедших в негодность в результате коррозии или чрезмерного механического износа деталей.
Объем капитального ремонта в условиях специализированного предприятия определяется на основании составленной дефектной ведомости.
7.3.3 После проведения капитального ремонта проводятся приемо-сдаточные испытания в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования западной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть».
7.4 Техническое освидетельствование запорной арматуры и обратных затворов
Техническое освидетельствование арматуры проводится, если арматура:
- выработала назначенный ресурс в часах или циклах;
- после проведенного капитального ремонта в условиях специализированного ремонтного предприятия;
- по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием, но не более предельного срока службы арматуры.
Техническое освидетельствование проводится ремонтным предприятием после проведения капитального ремонта, а также специализированной организацией непосредственно на нефтепроводе при плановых остановках, если арматура находится в эксплуатации.
Срок очередного технического освидетельствования арматуры, прошедшей капитальный ремонт производится не более чем через 10 лет ее эксплуатации.
Объем работ при освидетельствовании должен соответствовать РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».
7.5 Нормативы технического обслуживания и ремонта
7.5.1 Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонтов арматуры и обратных затворов приведены в таблице 7.6. Трудоемкость капитального ремонта определяется на специализированном предприятии согласно технологическим картам на ремонт оборудования.
Таблица 7.6 – Нормы трудоемкости технического обслуживания, текущего и среднего ремонта арматуры и обратных затворов
|
Наименование оборудования |
Трудоемкость, чел.-ч |
|||
|
ТО1 |
ТО2 |
ТР |
СР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Задвижки диаметром: 50-80 мм 100-150 мм 200-250 мм 300-400 мм 500-700 мм 800 мм 1000 мм 1200 мм |
0,5 0,7 1,0 1,3 2,7 4,0 5,0 8,0 |
0,8 1,1 1,6 2,0 4,3 6,4 8,0 12,0 |
3,6 4,8 6,4 9,0 12,5 14,6 16,8 22,0 |
20 28 36 50 75 85 100 120 |
|
Обратные затворы диаметром: до 350 мм 500-700 мм 800-1000 мм |
0,6 1,0 1,2 |
1,0 1,6 2,4 |
2,5 3,6 4,8 |
18 24 30 |
|
Шаровые краны диаметром: 50-200 мм 300-800 мм |
0,8 1,6 |
1,8 3,2 |
- - |
- - |
|
Примечания 1 При выполнении ТР задвижки, предусматривающего замену прокладки между крышкой и корпусом, нормы времени применяются с коэффициентом 1,5. 2 СР для шиберных задвижек не проводится. 3 При выполнении обтяжки фланцевых соединений задвижек нормы времени ТР принимаются с коэффициентом 1,1; а обратных затворов - с коэффициентом 1,3. 4 При выполнении контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов нормы времени увеличиваются на 2,2 чел.-ч. 5 Нормы не учитывают время на подготовительные работы для выполнения ТО и ремонтов: снятие и перемещение обслуживающих площадок, откапывание и очистка от грунта и т.д. |
||||
7.5.2 Нормы технологического резерва запасных частей арматуры и обратных затворов приведены в таблице 7.7.
Таблица 7.7 – Нормы технологического резерва запасных частей арматуры и обратных затворов
|
Наименование запасных частей арматуры |
Единица измерения |
Нормы технологического резерва на 10 единиц однотипного оборудования |
|
|
НПС |
БПО РНУ |
||
|
Задвижки клиновые диаметром до 1200 мм: |
шт. |
- |
1 |
|
Шток |
шт. |
1 |
2 |
|
Втулки бугельного узла (заготовка) |
компл. |
2 |
6 |
|
Подшипник бугельного узла |
шт. |
2 |
6 |
|
Уплотнение корпус-крышка |
шт. |
4 |
6 |
|
Сальниковые уплотнения |
шт. |
1 |
4 |
|
Электропривод в сборе |
шт. |
- |
1 |
|
Задвижки стальные шиберные диаметром до1200 мм: |
шт. |
- |
1 |
|
Втулка бугельного узла (заготовка) |
шт. |
2 |
6 |
|
Подшипник бугельного узла |
шт. |
2 |
6 |
|
Уплотнение корпус-крышка, манжеты |
шт. |
2 |
6 |
|
Сальниковые уплотнения |
шт. |
1 |
4 |
|
Обратные затворы диаметром до 1000 мм: |
шт. |
- |
1 |
|
Втулки вала |
компл. |
- |
6 |
|
Амортизатор |
компл. |
- |
2 |
|
Уплотнение корпус-крышка |
шт. |
2 |
6 |
|
Краны шаровые диаметром до 800 мм: |
шт. |
- |
1 |
|
Кольцо уплотнительное |
шт. |
6 |
2 |
|
Электропривод в сборе |
шт. |
- |
1 |
|
Примечание – Запасные части, предназначенные для среднего и капитального ремонта, хранятся на БПО РНУ, для технического обслуживания, текущего ремонта – на НПС. |
|||
8 Техническое обслуживание и ремонт технологических, вспомогательных нефтепроводов и технических устройств НПС
Технологические и вспомогательные нефтепроводы и входящие в их состав технические устройства (блок регуляторов давления, система сглаживания волн давления, фильтры-грязеуловители, предохранительные клапаны, система сбора и откачки утечек, запорная арматура) предназначены для внутриплощадочных операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью.
8.1 Технологические и вспомогательные нефтепроводы НПС
8.1.1 Типовой объем работ при осмотрах, контролях, обследовании, ТО и ремонтах технологических и вспомогательных нефтепроводов
8.1.1.1 К технологическим нефтепроводам относятся внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС, надземные и надводные нефтепроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспорт нефти.
К вспомогательным нефтепроводам относятся нефтепроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек, сливо-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов.
8.1.1.2 Содержание технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС в технически исправном состоянии возлагается на линейно-эксплуатационную службу (ЛЭС) и обеспечивается выполнением оперативного контроля, технического осмотра, периодического контроля, периодического технического обследования (ревизии), обследования и аттестации, технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта. Зоной ответственности ЛЭС являются технологические и вспомогательные нефтепроводы НПС до сварных стыков с патрубками оборудования или фланцами со стороны нефтепровода и сами сварные швы. Объем и периодичность указанных работ представлены в таблицах 8.1 и 8.2.
Таблица 8.1 - Периодичность и объем работ при осмотрах, контролях и обследовании технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС
|
Наименование работ |
Периодичность |
Цель и объем работы |
|
1 |
2 |
3 |
|
Оперативный контроль |
Непрерывный контроль |
Контроль герметичности трубопроводов по отношению к внешней среде оператором по приборам измерения давления, установленным в операторной и на отдельных участках технологических нефтепроводов НПС. |
|
Технический осмотр |
Согласно примечанию 1 |
|
|
Наружный осмотр надземных и подземных участков нефтепроводов |
|
Выявление дефектов и потери герметичности не обнаруживаемые приборами в операторной. Проверка отсутствия протечек, "потения" металла в сварных швах и соединительных элементах нефтепроводов и оборудования, посторонних нехарактерных звуков, а также появления возможной деформации нефтепроводов, соединительных деталей, корпусных элементов оборудования, контроль сохранности защитного покрытия нефтепроводов, проверка целостности конструкций и элементов опор, подвесок, фундаментов надземных участков нефтепроводов. |
|
|
|
Контроль подземных участков нефтепроводов НПС осуществляется их обходом вдоль трассы нефтепровода с целью проверки отсутствия признаков истечения нефти из нефтепровода (появление нефти или его следов на поверхности грунта, запаха нефти). При выявлении признаков нарушения герметичности или целостности нефтепровода, его элементов, оборудования, лицо, производящее контроль, должно поставить в известность начальника (заместителя начальника) НПС для принятия срочных мер по выявлению причин неисправности и их устранению. Результаты постоянного контроля должны фиксироваться в журнале |
|
Периодический контроль |
2 раза в год2 |
|
|
Визуальный контроль видимых участков нефтепроводов, соединений с патрубками оборудования, в том числе в колодцах, соединительных деталей (отводов, тройников, переходников), сварных швов, фланцевых соединений, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций |
|
Выявление мест с повреждениями защитного покрытия, коррозионными поражениями, трещинами, характеризующимися появлением "потения", механическими повреждениями и другими дефектами оборудования, нефтепроводов, опор и их элементов. Измерение размеров выявленных дефектов и определение потерь толщины стенок от коррозии. Оценка результатов визуального и измерительного контроля осуществляется в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11]. Любые трещины на поверхности нефтепровода или сварном шве, а также потеря толщины стенок от коррозии на 20 % и более от значения установленного проектом считаются недопустимыми и должны быть устранены в соответствии с РД 153-39.4Р-067-04 [12]. |
|
Контроль работы средств электрохимической защиты измерением защитных потенциалов «труба-земля» относительно неполяризующегося медно-сульфатного электрода сравнения на контрольно-измерительных пунктах, задвижках, емкостях, оборудовании, расположенном в подземных колодцах |
|
Проверка наличия и целостности антикоррозионного покрытия, а также соответствия параметров средств электрохимической защиты требованиям нормативных и проектных документов. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени отрицательную катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов "труба-земля" на трубопроводе, подземных емкостях и оборудовании были (по абсолютной величине) не менее минимального (минус 0,85 В) и не более максимального (минус 3,5 В) значений. При отклонении защитных потенциалов от нормативных значений, должны быть приняты меры по приведению их в соответствие с требованиями ГОСТ Р 51164. Результаты периодического контроля должны оформляться актом |
|
Измерение вибрации надземных участков нефтепроводов, соединенных с патрубками магистральных и подпорных насосов в соответствии с 8.1.1.3 |
|
Определение виброперемещения нефтепроводов. Значение максимально допустимой амплитуды виброперемещения нефтепроводов не должно превышать 0,1 мм при частоте вибрации не более 50 Гц. Результаты измерения вибрации оформляются актом |
|
Периодическое техническое обследование (ревизия) |
1 раз в 8 лет3 |
|
|
Все операции периодического контроля, а также: |
|
|
|
контроль сплошности изоляционного покрытия подземных |
|
Выявление и фиксирование всех мест с нарушениями изоляционного покрытия нефтепроводов |
|
участков нефтепроводов путем измерения градиента потенциалов поверхности земли вдоль трассы трубопровода с помощью двух электродов сравнения; |
|
|
|
выборочная шурфовка нефтепроводов не менее 6-и шурфов на НПС, с обязательным шурфом в наиболее коррозионно опасных местах: с нарушенной изоляцией, сниженным защитным потенциалом "труба-земля", с застойными и тупиковыми зонами, с пересечениями коммуникаций, с отводами и тройниками. Шурфовка нефтепровода осуществляется с выборкой грунта глубже нижней образующей не менее чем на 200 мм и не менее 1 м по длине трубопровода. Участки нефтепровода, имеющие повреждения изоляционного покрытия очищаются от изоляции, ржавчины; |
|
Определение дефектов коррозионного поражения и потерь толщины стенок от коррозии измерением толщины стенки и визуально-измерительным контролем. Потеря толщины стенки нефтепровода на 20 % и более от проектного значения считается недопустимым |
|
акустико-эмиссионный контроль нефтепроводов в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11]; |
|
Выявление зон с источниками акустических сигналов II, III, IV класса |
|
оценка напряженно-деформированного состояния (магнитометрический контроль), визуально-измерительный контроль ультразвуковой, капиллярный (магнитопорошковый) контроль, измерение толщины стенок в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11] в местах с механическими и коррозионными повреждениями, соединениями с патрубками насосов, с нарушенным антикоррозионным покрытием и изоляцией и зон с акустическими сигналами II, III, IV класса; |
|
Оценка результатов контроля проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11]. Если по результатам акустико-эмиссионного и неразрушающего контроля на нефтепроводах не выявлены дефекты ПОР и ДПР, то эти нефтепроводы считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации и гидравлическим испытаниям не подвергаются. |
|
дополнительная шурфовка на таком же технологическом нефтепроводе, на котором был обнаружен ДПР или дефект ПОР, при обнаружении на нефтепроводе ДПР или дефектов ПОР. |
|
Выявление по результатам контроля нефтепроводов дефектов, подлежащих ремонту, которые должны быть устранены в соответствии с требованиями РД 153-39.4-067-04 [12]. |
|
Примечания 1 Контроль (технический осмотр) нефтепроводов проводится: - дежурным персоналом НПС - 1 раз в смену (осматриваются наружные участки трубопроводов, доступные для визуального контроля; места соединения патрубков оборудования с технологическими трубопроводами; участки, на которых имеются временные ремонтные конструкции, а также ненормативные соединительные детали и приварные элементы; места установки приборов); - начальником (мастером) ЛЭС - ежедневно (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение недели); - заместителем начальника НПС - 1 раз в неделю (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение месяца); - начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. 2 Периодический контроль проводится 2 раза в год с интервалом по времени не менее 4 месяцев: перед проведением ТР и при подготовке к осенне-зимнему периоду эксплуатации. 3 Периодичность технического обследования (ревизии) 8 лет принята согласно ПБ 03-585-03 [13]. |
||
Таблица 8.2 - Типовой объем работ по техническому обслуживанию, ремонту технологических и вспомогательных нефтепроводов
|
Наименование работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
|
1 раз в месяц |
1 раз в год |
После 30 лет эксплуатации по результатам обследования и аттестации1 |
|
Восстановление мест с повреждениями защитного покрытия надземных участков нефтепроводов |
+ |
+ |
+ |
|
Выявление и устранение неплотностей во фланцевых соединениях с техническими устройствами вспомогательных нефтепроводов и их мелкий ремонт |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния колодцев, опор, подвесок, фундаментов и их мелкий ремонт. Устранение трещин и повреждений в бетоне. Подтяжка креплений опор, подвесок, ремонт лестниц |
+ |
+ |
+ |
|
Устранение коррозионных повреждений и выборочный ремонт изоляции подземных участков нефтепроводов |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт дефектных участков нефтепровода с выполнением шлифовки, заварки, установки композитных, обжимных муфт в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-067-04 [12] по результатам периодических контролей. |
- |
+ |
+ |
|
Очистка колодцев от грязи и восстановление изоляции трубопроводов и оборудования в колодцах |
- |
+ |
+ |
|
Покраска наружных участков нефтепроводов |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт опор, подвесок с заменой дефектных элементов конструкций |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт с заменой отдельных элементов вспомогательных нефтепроводов; ремонт арматуры с заменой отдельных узлов и деталей |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт средств электрохимзащиты подземных участков нефтепроводов; ремонт катодных станций, частичная замена кабельных линий и заземлителей |
- |
+ |
+ |
|
Вырезка и замена дефектных участков технологических и вспомогательных нефтепроводов по результатам обследования и аттестации |
- |
- |
+ |
|
Гидравлические испытания водой в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-118-02 [14] участков нефтепроводов, на которых проводились ремонтные работы. |
- |
- |
+ |
|
Замена изоляции подземных участков нефтепроводов протяженностью 50 м и более |
- |
- |
+ |
|
Примечание - Срок проведения капитального ремонта нефтепроводов может быть изменен, если по результатам периодических контролей и ревизии обнаружены дефекты, устранение которых требует выполнения работ в объеме капитального ремонта. |
|||
8.1.1.3 Измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения нефтепроводов проводится на приемной и нагнетательной линиях магистральных и горизонтальных подпорных насосных агрегатов и на нагнетательной линии вертикальных подпорных насосных агрегатов.
Вертикальная составляющая виброперемещения измеряется в верхней части надземных участков нефтепроводов, отходящих от патрубков насосов в зоне сварного шва с отводом, горизонтально-поперечная - со смещением на 90 ° от места измерения вертикальной составляющей.
При расположении отвода на расстоянии более 20 Дн, (где Дн - наружный диаметр трубопровода) от патрубка насоса или прокладке нефтепровода на фундаменте (опоре) на расстоянии более указанного, дополнительно осуществляется измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения на середине участка нефтепровода между отводом (фундаментом, опорой) и патрубком насоса.
8.1.1.4 Участки нефтепроводов, на которых выполнялись ремонтные работы по устранению дефектов, должны быть подвергнуты гидравлическим испытаниям водой в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-118-02 [14].
8.1.1.5 Если на отремонтированном участке нефтепровода при проведении гидравлических испытаний произошло разрушение, то нефтепровод освобождается от воды, определяются границы дефектного участка, который должен быть вырезан. На место дефектного участка врезается труба (катушка), которая должна быть предварительно испытана в соответствии с РД 153-39.4Р-145-2003 [11]. Сварные швы должны быть продиагностированы радиографическим методом контроля. После этого отремонтированный участок нефтепровода должен быть подвергнут повторному гидравлическому испытанию. Если после этого произошло повторное разрушение испытуемого участка, он должен быть полностью заменен.
8.1.1.6 Капитальный ремонт нефтепроводов осуществляется в соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98 [15] на основании проекта, утвержденного главным инженером ОАО МН.
8.1.2 Техническое обследование и аттестация
Нефтепроводы должны подвергаться техническому обследованию и аттестации с определением остаточного срока службы в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11].
8.1.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта
На НПС должен находиться технологический резерв труб в количестве 1 % от протяженности каждого типоразмера нефтепроводов, но не менее одной трубы, соединительных элементов - в количестве 5 % от числа каждого типоразмера, но не менее 1 шт.
Нормы трудоемкости периодического контроля, периодического технического обследования, аттестации, технического обслуживания и ремонта технологических и вспомогательных нефтепроводов приведены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 - Нормы трудоемкости периодического контроля, периодического технического обследования, аттестации, технического обслуживания и ремонта технологических и вспомогательных нефтепроводов
|
Наименование нефтепроводов |
Трудоемкость чел.-ч, (нефтепроводов НПС протяженностью 1 км) |
||||
|
Периодический контроль |
Периодическое техническое обследование |
Обследование и аттестация |
ТО |
ТР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Вспомогательные нефтепроводы диаметром до 219 мм |
16 |
140 |
222 |
16 |
180 |
|
Более 219 мм до 430 мм |
24 |
180 |
288 |
25 |
270 |
|
Технологические нефтепроводы диаметром: |
|
|
|
|
|
|
530 мм и менее |
30 |
220 |
350 |
29 |
340 |
|
630-720 мм |
36 |
236 |
380 |
34 |
420 |
|
820 мм |
40 |
256 |
400 |
36 |
500 |
|
1020 мм |
44 |
276 |
440 |
42 |
540 |
|
1220 мм |
52 |
300 |
480 |
48 |
610 |
|
Примечания 1 Нормы трудоемкости при выполнении работ на нефтепроводах длиной свыше 1 км умножаются на коэффициент; 0,8 - для периодического контроля; 0,75 - для периодического технического обследования и аттестации. При протяженности нефтепроводов на НПС от 0,8 до 1,0 км, нормы трудоемкости приравниваются к 1 км. При протяженности нефтепроводов менее 0,8 км нормы трудоемкости принимаются с коэффициентом 1,25. 2 Нормы трудоемкости приведены для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации от 10 до 20 лет. При сроке эксплуатации нефтепроводов до 10 лет нормы трудоемкости умножаются на коэффициент 0,7. При сроке эксплуатации нефтепроводов от 20 до 30 лет нормы трудоемкости умножаются на коэффициент 1,2. При сроке эксплуатации нефтепроводов 30 лет и более нормы трудоемкости умножаются на коэффициент 1,4. |
|||||
8.2 Блок регуляторов давления
8.2.1 Технический осмотр
8.2.1.1 При техническом осмотре проверяется:
- герметичность регулятора давления (регулирующих заслонок) по отношению к внешней среде, в том числе состояние и плотность материалов и сварных швов регулятора давления;
- герметичность сальниковых уплотнений вала;
- отсутствие видимых повреждений на элементах привода, подтеков масла редуктора.
8.2.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту регуляторов давления
8.2.2.1 В таблице 8.4 приведены типовые объемы работ по техническому обслуживанию, ремонту регуляторов давления.
Таблица 8.4 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту регуляторов давления
|
Наименование работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 раз в месяц |
1 раз в год |
Через 16 лет1 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Наружный осмотр и контроль на отсутствие утечек |
+ |
+ |
- |
|
Проверка и подтяжка сальниковых уплотнений вала, при необходимости, замена. Проверка степени затяжки резьбовых соединений |
+ |
+ |
- |
|
Проверка наличия смазки в электроприводе и редукторе, при необходимости, пополнение |
+ |
+ |
- |
|
Разборка опор, демонтаж подшипников, уплотнений, дефектация деталей и материала, при наличии дефектов замена на новые |
- |
+ |
- |
|
Проверка целостности и исправности вала, рычагов привода, деталей сопряжения с электроприводом |
+ |
+ |
- |
|
Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода |
+ |
+ |
- |
|
Техническое обслуживание электроприводов регуляторов давления проводится в объеме и в сроки, указанные в Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода |
+ |
+ |
- |
|
Проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния элементов взрывозащиты электродвигателя |
- |
+ |
- |
|
Проверка срабатывания регуляторов давления на открытие-закрытие |
- |
+ |
+ |
|
Демонтаж редуктора и регулятора давления (заслонки), разборка, дефектация всех деталей, включая корпус, замена или восстановление дефектных деталей |
- |
- |
+ |
|
Примечания 1 Капитальный ремонт регуляторов давления выполняется в условиях ЦБПО или специализированной организации по разработанной технологической карте с учетом результатов диагностического контроля и технического освидетельствования. 2 Технические осмотры блока регуляторов давления проводятся: дежурным персоналом НПС - 2 раза в смену; инженерами служб - 1 раз в смену; заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС |
|||
8.2.2.2 Ремонт электроприводов регуляторов давления проводится в объеме и в сроки, указанные в руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода или при возникновении неисправности.
8.2.2.3 При выявлении дефектов, не устраняемых текущим ремонтом, таких как разгерметизация корпуса, заклинивание, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту в условиях ЦБПО или в специализированной организации.
8.2.3 Диагностический контроль
8.2.3.1 Диагностический контроль проводится не реже одного раза в 8 лет и совмещается по срокам с периодическим техническим обследованием (ревизией) технологических и вспомогательных нефтепроводов или при возникновении отказов регуляторов давления в работе.
Диагностирование регуляторов давления методами неразрушающего контроля проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2].
При выявлении недопустимых дефектов на приводе и редукторе в виде износа поверхностей скольжения, деформации рычагов и деталей или наличия на них трещин, дефектные детали должны быть заменены.
При выявлении недопустимых дефектов на корпусе регулятора давления, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту.
8.2.3.2 При выявлении потерь толщины стенок корпуса более 10 % от установленного конструкторской документацией, определяется расчетами соответствие фактических напряжений допускаемым значениям.
8.2.4 Гидравлические испытания
8.2.4.1 Регуляторы давления подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде водой давлением 1,25Рраб (где Рраб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосных агрегатов).
Гидравлические испытания регуляторов давления проводятся 1 раз в 8 лет и совмещаются по срокам с капитальным ремонтом или гидравлическими испытаниями технологических нефтепроводов. Порядок выполнения испытаний регуляторов давления определяется проектом производства работ.
Допускается применение акустико-эмиссионного контроля регуляторов давления в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11] вместо проведения гидравлических испытаний.
8.2.4.2 Обнаруженные дефекты подлежат устранению с последующим повторением гидравлических испытаний.
8.2.4.3 Все работы по диагностическому контролю и гидравлическим испытаниям оформляются актами с указанием примененных методов неразрушающего контроля, объемов работ, условий гидроиспытаний (среда, давление, время выдержки).
8.3 Система сглаживания волн давления
8.3.1 Система сглаживания волн давления (ССВД) должна обеспечивать уменьшение крутизны фронта ударной волны, возникающей на приеме НПС при ее остановке. Применительно к конкретной системе и различным клапанам сброса давления ударной волны, в соответствии с требованиями завода-изготовителя (поставщика) системы составляется Руководство (инструкция) по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, которая утверждается главным инженером ОАО МН.
8.3.2 Техническое обслуживание и ремонт ССВД
Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы представлены в таблице 8.5.
Таблица 8.5 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту ССВД
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО 1 мес. |
ТР 1 год |
КР 15 лет |
|
|
Внешний осмотр системы с целью обнаружения возможных утечек жидкости, воздуха (по манометру, датчику наличия потока визуально). Прослушивание всех клапанов и их линий на отсутствие шума, свидетелсьтвующего о наличии протечки через клапан (из-за засорения, дефектов эластичной камеры или уплотнений) |
+ |
+ |
+ |
|
Внешний осмотр насосов откачки. Плотность закрытия обратных клапанов провряется по отсутствию шума обратного потока |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль герметичности соединений трубопроводов, емкостей, вентилей, кранов, клапанов (визуально, обмылением, по шуму) |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль герметичности дросселирующего и обратного клапанов |
- |
+ |
+ |
|
Проверка уровня жидкости в разделительном баке путем поочередного открытия вентилей снятия проб |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности всех соединений, аккумулятора каждой линии (по манометру, обмылением, по шуму) |
+ |
+ |
+ |
|
Разборка аккумулятора, дефектация деталей; проверка герметичности; замена, при необходимости, камеры (пузыря) |
- |
+ |
+ |
|
Разборка, дефектация деталей клапанов их ремонт, замена дефектных эластичных камер и элементов уплотнения |
- |
+ |
+ |
|
Разборка насоса и компрессора, дефектация деталей их ремонт или замена |
- |
+ |
+ |
|
Удаление механических примесей из отстойников разделительного бака и резервуара (емкости) разделительной жидкости, промывка трубопроводов, наполненных разделительной жидкостью, чистка дроссельных клапанов (регулятора давления) |
- |
+ |
+ |
|
Замена разделительной жидкости (при необходимости) |
- |
+ |
+ |
|
Демонтаж, промывка, осмотр, при необходимости ремонт огневых предохранителей (при их наличии) |
- |
+ |
- |
|
Замена огненных предохранителей |
- |
- |
+ |
|
Обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны согласно 8.8 |
- |
- |
+ |
|
Чистка наружных поверхностей с последующей окраской (при необходимости) оборудования и труб системы |
- |
+ |
+ |
|
Пневматическое и гидравлические испытания |
- |
+ |
+ |
|
Чистка и обследование шаровых кранов, клапана переключения, обратных клапанов |
- |
+ |
+ |
|
Примечание – Технические осмотры ССВД проводятся: дежурным персоналом НПС – 1 раз в смену; инженерами служб – 1 раз в день; заместителем начальника НПС – 1 раз в 2 дня; начальником НПС – 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
При замене эластичной камеры клапана Флексфло должно быть обеспечено прижатие эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями. В клапане Даниел должно быть обеспечено плотное равномерное прижатие уплотнительных колец к сопрягаемым поверхностям.
После проведения текущего и капитального ремонтов проводятся испытания ССВД согласно 8.3.4. Заполнение аккумуляторов, разделительного бака и подготовка ССВД к работе проводится согласно руководству (инструкции) по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, при этом контролируется отсутствие протечек через клапаны и отсутствие поступления нефти в емкость сброса ударной волны.
По завершению ремонта и испытаний осуществляется настройка дросселирующего клапана (регулятора давления) для каждого отдельного типа ССВД согласно руководству (инструкции) по настройке системы на крутизну повышения давления при помощи регулятора положения дросселирующего клапана (регулятора давления).
Настройка ССВД осуществляется по срабатыванию системы на величину превышения давления от установившегося давления в нефтепроводе и по скорости его повышения согласно Руководства (инструкции) по настройке системы применительно к конкретной НПС.
8.3.3 Работоспособность системы после ремонта отслеживается системой автоматики НПС, которая обеспечивает контроль уровня нефти в емкости сброса ударной волны и откачку нефти из емкости в нефтепровод.
При достижении предельного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должен автоматически включаться насос откачки, а при понижении уровня нефти до 200 мм выше приемного патрубка - отключаться.
При достижении аварийного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должна срабатывать визуальная и звуковая сигнализация в операторной (МДП), поочередное отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения ССВД.
Если при включенных насосах откачки, повышается уровень нефти в емкости сброса ударной волны до максимального аварийного, необходимо проверить работоспособность насосов, исправность запорной арматуры, положение запорного органа, засорение фильтра на приеме насосов (если имеется).
Контроль работоспособности проводится после каждого срабатывания системы, но не реже одного раза в смену: визуально проверяются все соединения на возможные повреждения и утечки.
Не реже одного раза в полгода проводится проверка эффективности работы ССВД. При этом фактическая скорость повышения давления на приеме НПС при ее остановке сравнивается с расчетной, указанной в руководстве по эксплуатации системы и строится тренд изменения давления. Изменение крутизны характеристики от первоначального значения свидетельствует о загрязнении трубопроводов, заполненных разделительной жидкостью, что свидетельствует о необходимости их промывки.
Причинами возникновения неисправностей ССВД могут быть:
– уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва пузыря аккумулятора и негерметичности воздушных линий и резьбовых соединений вентилей, шаровых кранов, обратных клапанов, клапана переключения; засорение дроссельного клапана;
– уменьшение объема разделительной жидкости (утечки этиленглиголя);
– разрыв эластичной камеры или отсутствие прижатия эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями в клапане Флексфло.
По результатам контроля работоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в неплановый ремонт.
8.3.4 Испытания ССВД
Испытания ССВД проводятся после монтажа системы, проведения текущего и капитального ремонтов и включают пневматические и гидравлические испытания.
Пневматические испытания
После сборки проводится испытание (давлением воздуха 1 МПа) пневматической полости аккумулятора (после монтажа в них пузырей) и клапанов регулирования давления. Проверяется исправность всех вентилей. Герметичность швов и мест резьбовых соединений проверяется обмыливанием.
При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты устраняются и испытания повторяются.
Гидравлические испытания
Испытания на прочность и плотность элементов гидравлической системы (аккумуляторы, бак разделительный и их соединения) должны проводиться пробным давлением 1,25 Рраб (где Рраб максимальное рабочее давление конкретного участка системы или ее элементов) водой при температуре не ниже 5 °С в течение 10 минут. После чего пробное давление снижается до рабочего и проводится осмотр всех элементов системы. Подъем давления до пробного и снижение его до рабочего должны проводиться плавно. Давление, равное рабочему, должно поддерживаться в течение всего времени, необходимого для осмотра. Контроль осуществляется манометром с пределом измерений 0-6 МПа, классом точности не более 0,6.
Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру и не обнаружено течи и отпотевания в элементах системы.
При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты следует устранить и испытания повторить в полном объеме.
Результаты проверок и испытаний должны быть отражены в соответствующих актах и формулярах.
8.4 Фильтры-грязеуловители
8.4.1 Контроль перепада давления
8.4.1.1 Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра.
8.4.1.2 Работоспособное состояние фильтров характеризуется перепадом давления на блоке фильтров. Контроль перепада давления осуществляет оперативный персонал (оператор) каждые два часа.
При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств в течение не менее 12 ч осуществляется контроль перепада давления с периодичностью не реже одного раза в час.
8.4.1.3 Перепад давления на блоке фильтров определяется дистанционно с помощью датчика перепада давления с унифицированным выходным сигналом. Дополнительно на блоке фильтров должен быть установлен дифференциальный манометр, для измерения разности двух давлений на входе и выходе. Место его установки должно позволять визуально контролировать разность давлений непосредственно на площадке фильтров-грязеуловителей.
Дифференциальный манометр должен иметь предел измерения 0,16 МПа, погрешность шкалы не более ±3 %, выдерживать максимальное статическое давление не менее 6,0 МПа.
8.4.1.4 После монтажа нового фильтра или его очистки должен быть зарегистрирован перепад давления на чистом фильтре-грязеуловителе (DPW, МПа) с указанием, соответствующих на данный период времени, вязкости (n, сСт) и производительности (Q, м3/ч).
Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей при эксплуатации осуществляется сравнением текущих значений со значениями перепада давления на чистом фильтре-грязеуловителе. При этом, если производительность или вязкость изменились, необходимо пересчитать полученный перепад давления на чистом фильтре на новые эти значения.
Оперативный персонал (оператор) должен иметь таблицу или график пересчета перепада давления на чистом фильтре для значений производительности и вязкости, которые могут иметь место на данной НПС.
Величины вязкости принимаются с учетом изменения температур перекачиваемой нефти, а производительности - согласно карте технологических режимов.
8.4.1.5 При выявлении оператором увеличения перепада давления на блоке фильтров-грязеуловителей на величину более чем 0,03 МПа, дежурный персонал, по согласованию с оператором, осуществляет поочередное отключение работающих фильтров задвижками на входе и выходе, чтобы в работе остался один фильтр-грязеуловитель, с целью выявления степени его загрязнения. При этом перепад давления контролируется также по дифференциальному манометру, установленному на площадке фильтров-грязеуловителей. Оценка величины перепада давления на работающем фильтре выполняется с учетом влияния вязкости и производительности на перепад.
По результатам оценки, если перепад давления на фильтре увеличился на величину больше чем 0,05 МПа по сравнению с чистым фильтром с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.
8.4.2 Техническое обслуживание и ремонт
Типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту и их периодичность представлены в таблице 8.6.
Таблица 8.6 - Периодичность и типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту фильтров-грязеуловителей и их периодичность
|
Наименование работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО 1 мес. |
ТР 3 года |
КР1 |
|
|
Визуальная проверка герметичности и устранение утечек во фланцевых и резьбовых соединениях |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка перепада давления в каждом фильтре и сопоставление их с величиной по прибору в операторной |
+ |
+ |
+ |
|
Осмотр наружных поверхностей на отсутствие следов коррозии, удаление грязи и подтеков нефти |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности задвижек и вентилей |
- |
+ |
+ |
|
Пропарка внутренней полости, осмотр и очистка фильтрующих элементов и полости фильтра от парафина, грязи и балласта |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт или замена дефектных фильтрующих элементов |
- |
+ |
+ |
|
Устранение подтеков нефти на узлах и обтяжка фланцевых соединений |
- |
+ |
+ |
|
Чистка дренажных линий |
- |
+ |
|
|
Проверка технического состояния предохранительного клапана и патрубка-воздушника |
- |
+ |
+ |
|
Замена фильтрующих элементов на новые |
- |
- |
+ |
|
Замена или восстановление задвижек |
- |
- |
+ |
|
Заварка обнаруженных дефектов корпуса |
- |
- |
+ |
|
Гидроиспытание на прочность и плотность водой давлением 1,25 от максимального рабочего давления |
- |
- |
+ |
|
Замена или ремонт ограждающих устройств, площадок обслуживания |
- |
- |
+ |
|
Нанесение антикоррозийных покрытий и покраска корпуса фильтра, наземных трубопроводов ограждающих устройств и площадок обслуживания, восстановление теплоизоляции (если она имеется) |
- |
- |
+ |
|
Примечания 1 Периодичность капитального ремонта определяется по результатам оценки технического состояния фильтра при проведении ТО и ТР, но не реже 1 раза в 15 лет. 2 Технические осмотры фильтров-грязеуловителей проводятся: дежурным персоналом НПС --2 раза в смену с контролем перепада давления по дифференциальному манометру; инженерами служб - 1 раз в день; заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
8.5 Предохранительные клапаны
8.5.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию
В объем технического обслуживания предохранительных клапанов входит: внешний осмотр; очистка от загрязнений наружных поверхностей; контроль герметичности, пульсаций и вибрации.
Признаками неисправности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются:
- негерметичность;
- утечка среды - пропуск среды через затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление (из-за попадания и задержки на уплотнительных поверхностях посторонних предметов, повреждения уплотнительных поверхностей, нарушения соосности деталей клапана и пр.);
- пульсация - быстрое и частое открытие и закрытие клапана (из-за чрезмерно большой пропускной способности, сужения сечения подводящего трубопровода или патрубка);
- отсутствие срабатывания (клапан не открывается) при заданном установочном давлении (из-за неправильно отрегулированной пружины, большой жесткости пружины, повышенного трения в направляющих золотника).
Неработоспособный клапан заменяется исправным, отрегулированным на стенде на установочное давление.
Периодичность технического обслуживания предохранительных клапанов 1 раз в 3 месяца.
Технические осмотры предохранительных клапанов проводятся:
- дежурным персоналом - 2 раза в смену;
- инженерами служб -1 раз в день;
- заместителем начальника НПС -1 раз в 2 дня;
- начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС.
8.5.2 Типовой объем работ при текущем ремонте и ревизии
Периодичность проведения текущего ремонта и ревизии предохранительных клапанов - 1 раз в год.
При текущем ремонте предохранительных клапанов проводятся все работы технического обслуживания, а также разборка, визуальный контроль пружин (на отсутствие трещин, коррозионных язв, забоин), уплотнительных поверхностей сопла и золотника, регулировочных втулок, замена дефектных деталей. Резьба регулировочного винта должна быть чистой и без забоин. Все крепежные детали, имеющие дефектную резьбу, должны быть заменены.
Пружины отбраковываются, если при осмотре обнаружены вмятины, поперечные риски, трещины.
При обнаружении следов коррозии или износа корпус клапана подвергается толщинометрии.
Текущий ремонт допускается совмещать с ревизией клапанов. Ревизия предохранительных клапанов проводится на специальном стенде и включает в себя разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, гидравлические испытания корпуса на прочность давлением 1,5 Ру в течение 5 минут с последующим снижением давления до Ру (где Ру – условное давление фланца выкидного патрубка), испытания соединений клапана на плотность, испытание пружин, регулировку установочного давления, проверку герметичности затвора.
Испытание пружин предохранительных клапанов включает в себя:
а) трехкратное сжатие статической нагрузкой, вызывающей максимальный прогиб, при этом пружина не должна иметь остаточной деформации;
б) проверку на отсутствие поверхностных трещин магнитным, цветным или другим способом.
Клапан считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, трещин, потения в сварных соединениях и на основном металле; течи в разъемных соединениях; видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.
Клапан и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям.
Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля испытания методом акустической эмиссии пли другим, согласованным в установленном порядке методом.
Пневматические испытания должны проводиться по инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной в установленном порядке.
Пневматическое испытание клапана проводится сжатым воздухом или инертным газом.
При положительных результатах испытаний проводят регулировку предохранительных клапанов на давление начала открытия (установочное давление) на специальном стенде. Допускается производить регулировку клапанов без демонтажа при условии наличия отсекающей запорной арматуры, а также патрубков с вентилями для подключения испытательного стенда. Установочное давление указывается в технологической карте НПС.
Рабочее давление (Рраб) - максимальное избыточное давление, при котором разрешена эксплуатация трубопровода. При рабочем давлении предохранительный клапан закрыт и обеспечивает класс герметичности, указанный в соответствующей документации на предохранительный клапан.
Если установочное давление предохранительного клапана не оговорено проектом или другими нормативно-техническими документами, то его значение принимается по таблице 8.7.
Таблица 8.7 - Максимальное значение установочного давления предохранительных клапанов
|
Рабочее давление Рраб, МПа |
Установочное давление, МПа |
|
Рраб £ 0,3 |
Рраб + 0,03 |
|
0,3 < Рраб £ 6,0 |
1,10 Рраб |
|
Рраб > 6,0 |
1,05 Рраб |
Предохранительные клапаны, демонтированные для ревизии, должны быть пропарены и промыты.
После ремонта проводится контроль герметичности затвора клапана рабочим давлением.
Периодичность текущего ремонта, ревизии и регулировки предохранительных клапанов 1 раз в 12 месяцев.
8.5.3 Типовой объем работ при капитальном ремонте
При капитальном ремонте проводятся все работы текущего ремонта, а также: полная разборка, дефектация, восстановление или замена изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправной резьбой; притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла; сборка, регулировка, испытание на стенде, покраска клапанов.
Капитальный ремонт предохранительных клапанов проводится 1 раз в 15 лет, а также по результатам технического освидетельствования.
8.5.4 Техническое освидетельствование клапанов проводится в объеме работ, указанном в РД 153-39.4Р-124-02 [2].
8.6 Система откачки утечек
В систему откачки утечек входит: запорная арматура, емкость утечек, насосы и нефтепроводы откачки утечек. Объемы работ по видам ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов, представлены в разделах 6, 7, 8.8.
Технический осмотр системы откачки утечек проводится:
- дежурным персоналом НПС - 2 раза в смену;
- инженерами служб - 1 раз в смену;
- заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня;
- начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС.
8.6.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию
При техническом обслуживании системы откачки утечек проводятся: промывка (пропарка) трубопроводов от отложений парафина и грязи; проверка герметичности разъемных соединений и целостности труб. Периодичность проведения технического обслуживания 1 раз в 6 месяцев.
8.6.2 Типовой объем работ при капитальном ремонте
При капитальном ремонте производятся все работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также для трубопроводов системы откачки утечек - вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки.
После капитального ремонта проводятся гидравлические испытания водой на прочность и плотность напорных участков трубопроводов давлением 1,25 Рраб в течение 15 минут (где Рраб - максимальное рабочее давление напорных участков).
Периодичность проведения капитального ремонта трубопроводов, системы откачки утечек определяется техническим состоянием, но не реже 1 раз в 10 лет.
8.7 Система пожаротушения
Эксплуатация, техническое содержание, испытание, проведение работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту автоматических установок пожаротушения осуществляются в соответствии с правилами пожарной безопасности ППБ 01-03 [16], ВППБ 01-05-99 [17], ГОСТ 12.4.009, а также в соответствии с паспортами заводов-изготовителей и Регламентом по эксплуатации автоматических установок пенного пожаротушения на объектах ОАО МН ОАО «АК «Транснефть».
8.7.1 Контроль работоспособности систем пожаротушения
При приеме смены оператор ЛПДС (НПС) обязан проверить работоспособность АУПТ путем внешнего осмотра по параметрам (в зависимости от типа применяемой системы автоматики). Перечень параметров работоспособности АУПТ, подлежащих контролю оператором при приеме смены, составляется с учетом особенности АУПТ и утверждается главным инженером РНУ.
Опробование компрессоров системы пожаротушения на холостом ходу проводится один раз в неделю, в течение не менее 30 мин, при этом проверяется отсутствие посторонних шумов и стуков, повышенных вибраций, правильность работы доступных для осмотра движущихся частей, соответствие характеристик компрессора паспортным.
Опробование насосных агрегатов путем пуска на закрытую задвижку, в течение не менее 2 мин проводится один раз в 10 дней, при этом проверяется отсутствие: посторонних шумов и стуков; повышенной вибрации насоса и электродвигателей; утечек во фланцевых соединениях арматуры и сальниковом уплотнении вала.
Освидетельствование оборудования систем пожаротушения должно выполняться до истечения срока службы, назначенного заводом-изготовителем, а для трубопроводов - установленного проектом. При отсутствии этих данных освидетельствование оборудования системы пожаротушения проводится через 15 лет, трубопроводов системы пожаротушения - через 20 лет.
8.7.2 Техническое обслуживание и ремонт оборудования АУПТ
Работы по ТО и ремонту оборудования АУПТ проводятся на основании сводного графика проведения технического обслуживания и ремонта оборудования АУПТ.
Периодическое техническое обслуживание и ремонт оборудования АУПТ проводится эксплуатационно-ремонтным персоналом ЛПДС (НПС, перевалочной нефтебазы) по зонам обслуживания в соответствии с графиком проведения ТО и ремонтов с учетом требований регламента (инструкции) по ТО и ремонту АУПТ.
Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования автоматических установок пожаротушения и периодичность выполнения работ приведены в таблице 8.8
Таблица 8.8 – Техническое обслуживание оборудования АУПТ
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
||||
|
ТО ежедневное |
ТО периодическое |
ТО периодическое |
ТР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Ежедневно |
1 раз в 6 мес. |
1 раз в год |
1 раз в 3 года |
1 раз в 10 лет |
|
Узлы подключения пожарных автомобилей к наружным растворопроводам: |
|
|
|
|
|
|
Проверка наличия соединительных головок и заглушек на патрубках для подключения пожарной техники |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Положение задвижки (должна быть закрыта) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Состояние окраски |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Помещения мембранных емкостей: |
|
|
|
|
|
|
Проверка температуры внутри помещения (не менее +5 оС) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для запорной арматуры – проверка правильности рабочего положения (электроприводные задвижки до и после баков дозаторов должны быть в положении («Закрыто») и состояния окраски |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для баков-дозаторов – проверка герметичности, отсутствия подтеков воды и пенообразователя на соединительных элементах, состояние окраски |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для водо-, растворопроводов – проверка герметичности (отсутствие подтеков воды и пенообразователя), отсутствия внешней коррозии и механических повреждений, состояния окраски |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для насосов закачки пенообразователя – проверка целостности, комплектности, состояния окраски (а также проверка параметров, указанных в разделе 6 данного документа) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Насосная станция пожаротушения: |
|
|
|
|
|
|
Проверка температуры внутри помещения (не менее +5 оС) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для насосов пожаротушения – проверка герметичности (отсутствие подтеков воды), состояния окраски (а также проверка параметров, указанных в разделе 6 данного документа) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для резервуаров пенообразователя (или его раствора) для АУПТ пеной средней кратности - проверка уровня заполнения, герметичности (отсутствия подтеков пенообразователя), отсутствия внешней коррозии, состояния окраски |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для насосов-дозаторов - проверяется герметичность (отсутствие подтеков раствора пенообразователя) |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для пеносмесителей - проверяется отсутствие кристаллизации пенообразователя, состояние окраски |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для резервуаров противопожарного запаса воды - проверяется состояние теплоизоляционного покрытия, отсутствие подтеков воды, положение задвижек (должно быть «открыто»), уровень воды (должен быть максимальным), а также проверяются параметры, указанные в 8.8 данного документа |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для двигателей внутреннего сгорания (для насосов с дизельным приводом) - наличие защитных кожухов, отсутствие подтеков топлива, масла. Проверка наличия топлива в расходном баке, состояния аккумуляторных батарей |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Для пеногенераторов и пенных оросителей - проверяется отсутствие наледи (в зимнее время) на воздушных клапанах, целостность сетки, отсутствие механических повреждений и коррозии, состояние окраски, отсутствие подтеков раствора, состояние уплотнения присоединительных фланцев растворопровода и равномерности затяжки крепежных соединений; состояние фильтров перед пеногенераторами |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка качества пенообразующих средств |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности эластичной емкости пенообразователя |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка наличия в системе пенообразователя на 3 пенные атаки (с учетом заполнения сухотрубов растворопроводов) |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка систем внутреннего и наружного противопожарного водоснабжения |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка исправности люка и крышки водопроводного колодца, крышек и резьбы ниппеля, верхнего квадрата штанги и корпуса гидранта, отсутствия воды в корпусе гидранта и в колодце, герметичности клапана, легкости открывания и закрывания клапана |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Продувка воздухом через дренажные линии сухотрубов к резервуарам и насосным станциям (при подготовке к зимнему периоду) |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Осмотр и утепление арматуры в водозаборном колодце (до наступления холодов) |
- |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Испытание системы пенного пожаротушения |
- |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Промывка системы водой, продувка системы сжатым воздухом |
- |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Окраска поверхности оборудования (на поверхности указывается дата ремонта) при необходимости |
- |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Слив, осмотр и чистка пневмобака |
- |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Снятие и проверка на стенде работы предохранительного клапана пневмобака (при неисправности замена на новый) |
- |
- |
+ |
+ |
+ |
|
Ревизия насосов и двигателей (ремонт и замена дефектных деталей, смена резиновых диафрагм и прокладок, замена сальников, задвижек и вентилей) |
- |
- |
- |
+ |
+ |
|
Проведение гидравлических испытаний оборудования, работающего под давлением и трубопроводов, обеспечивающих подачу воды в системы пенного пожаротушения |
- |
- |
- |
+ |
+ |
|
Пневматические испытания, для контроля герметичности фланцевых, резьбовых соединений трубопроводов с оборудованием и арматурой, а также сальниковых уплотнений арматуры трубопроводной системы |
- |
- |
- |
+ |
+ |
|
Промывка трубопроводов (путем подачи воды в сторону узлов управления (арматуры) автоматической установки пенного пожаротушения (АУПП) и последующим сбросом воды в канализацию (для подачи и сброса воды могут быть использованы пожарные рукава). Во время промывки пеногенераторы или пенные оросители снимаются, на их место устанавливаются заглушки или пробки. При невозможности промывки трубопроводов на отдельных участках сети допускается продувка сжатым воздухом или инертным газом) |
- |
- |
- |
+ |
+ |
|
Замена пришедших в негодность участков трубопроводов |
- |
- |
- |
- |
+ |
|
Замена пеногенераторов и пенных оросителей при необходимости (при необходимости) |
- |
- |
- |
- |
+ |
|
Замена запорной арматуры (при необходимости) |
- |
- |
- |
- |
+ |
|
Гидравлические испытания (участков трубопроводов, которые были подвергнуты капитальному ремонту) |
- |
- |
- |
- |
+ |
|
Примечания 1 Технические осмотры систем пожаротушения проводятся: инженерами службы - 1 раз в 2 дня; заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. 2 Гидравлические испытания проводят давлением, равным 1,25Рраб (но не менее Рраб + 0,3 МПа), где Рраб - рабочее давление в системе. После 30 мин давление постепенно снижают до рабочего и тщательно осматривают все сварные соединения и прилегающие к ним участки. Обнаруженные повреждения должны немедленно устраняться. Измерение давления должно проводиться по двум манометрам (один из которых контрольный). 3 Пневматические испытания трубопроводной системы проводят давлением 0,1-0,5 МПа в течение времени достаточного для осмотра, но не менее 10 мин. Контроль соединений осуществляется обмыливанием. Пропуск воздуха не допускается. 4 Промывку трубопроводов необходимо проводить при скорости воды, обеспечивающей удаление осадков (не менее 1,5 м/с), и продолжать до появления чистой воды. 5 Промывка и гидравлические испытания трубопроводов должны проводиться в условиях, исключающих замерзание воды. |
|||||
8.8 Емкости вспомогательных систем
8.8.1 Обслуживание емкостей вспомогательных систем (емкостей сбора утечек, сброса ударной волны, хранения масла, топлива, воды) осуществляется согласно руководству по эксплуатации и техническому обслуживанию указанных систем.
8.8.2 Содержание емкостей вспомогательных систем в технически исправном состоянии обеспечивается выполнением технического осмотра, технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта, диагностического контроля и технического освидетельствования. Объем и периодичность указанных работ, представлены в таблицах 8.9 и 8.10.
Таблица 8.9 - Типовой объем работ по техническому обслуживанию, ремонту емкостей вспомогательных систем
|
Наименование работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 раз в месяц |
1 раз в год |
При выявлении недопустимых дефектов по результатам диагностического контроля и технического освидетельствования |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Визуальная проверка герметичности емкостей и разъемных соединений. Контроль на отсутствие видимых трещин, свищей и пористости, коррозионных язв |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка от грязи и подтеков нефти (масла) покраска элементов системы |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль целостности клапанов, арматуры, элементов крепления оборудования и трубопроводов |
+ |
+ |
+ |
|
Измерение защитных потенциалов ЭХЗ и оценка эффективности работы средств ЭХЗ |
+ |
+ |
+ |
|
Ремонт элементов оборудования, расположенного на надземной стороне емкости: поручней, стоек, лестниц, трубопроводной обвязки |
- |
+ |
+ |
|
Восстановление антикоррозионного покрытия |
- |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности дыхательной арматуры |
+ |
+ |
+ |
|
Вырезка и восстановление дефектных участков сварных швов и элементов емкостей с потерей толщины стенок от коррозии на 30 % и более, устранение дефектов, подлежащих ремонту, выявленных по результатам диагностического контроля или технического освидетельствования |
- |
- |
+ |
|
Замена соединительной арматуры |
- |
- |
+ |
|
Замена дефектных патрубков |
- |
- |
+ |
|
Ремонт опорных элементов емкостей |
- |
- |
+ |
|
Ремонт и восстановление антикоррозионного и изоляционного покрытия емкости |
- |
- |
+ |
|
Примечание - Технические осмотры систем проводятся: дежурным персоналом НПС - 1 раз в смену (осматриваются наружные участки емкостей и их элементов, доступных для визуального контроля); инженерами служб - 1 раз в неделю; заместителем начальника НПС - 2 раза в месяц; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
Таблица 8.10 - Периодичность и объем работ при гидравлических испытаниях, диагностических контролях и техническом освидетельствовании емкостей вспомогательных систем
|
Наименование и объем работ |
Периодичность |
Цель работы |
|
Гидравлические испытания пробным давлением Рпр = 1,25×Р, где Р - расчетное (рабочее) максимальное давление емкости |
8 лет |
Определение герметичности емкости |
|
Диагностический контроль корпусов емкостей: надземных емкостей - с внешней стороны, подземных емкостей - с внутренней стороны. Выполняется визуально-измерительный контроль всей поверхности емкости, ультразвуковой контроль сварных швов с длиной контролируемых участков не менее 50 % каждого шва, измерение толщины стенок (не менее 30 измерений через равноудаленные расстояния, а также в местах с коррозионными повреждениями), магнитометрический контроль зон соединения емкостей с трубопроводами |
После 16 лет эксплуатации, далее не реже чем через каждые 8 лет эксплуатации |
Выявление коррозионных повреждений, трещин, рисок, задиров, прожогов, вмятин. Оценка результатов контроля емкостей и их элементов проводится в соответствии со СНиП 3.03.01, РД 08-95-95 [18]. Потеря толщины стенок от коррозии на 30 % и более, риски, задиры глубиной 0,5 мм и более, трещины любых размеров в металле, а также дефекты сварных швов считаются недопустимыми. Участки емкостей с указанными дефектами подлежат восстановительному ремонту |
|
Техническое освидетельствование емкостей проводится в объеме диагностического контроля, кроме того обязательным является проведение гидравлических испытаний |
После 30 лет эксплуатации |
Выявление коррозионных и механических повреждений, дефектов сварных швов емкостей и их устранение, проверка герметичности. Продление срока эксплуатации емкостей |
|
Примечания 1 По результатам диагностического контроля емкости составляется акт с указанием времени проведения следующего контроля. 2 По результатам технического освидетельствования емкостей составляется заключение экспертизы промышленной безопасности с указанием продленного срока эксплуатации. |
||
8.8.3 Перед визуальным осмотром поверхность сварного шва и прилегающие к нему участки основного металла шириной не менее 40 мм в обе стороны от шва должны быть зачищены от шлака и других загрязнений.
8.8.4 Обнаруженные риски или задиры глубиной до 0,5 мм, подлежат зашлифовке с плавным переходом к основному материалу.
8.8.5 При обнаружении нарушения герметичности емкости или ее трубопроводной обвязки диагностический контроль и капитальный ремонт емкости проводится ранее срока, указанного в таблицах 8.8 и 8.9. При этом проводится освобождение емкости от грунта вкруговую, а также мест врезки нефтепроводов с целью выявления мест повреждения.
8.8.6 Для предотвращения всплытия емкости, при выполнении работ по откапыванию грунта вокруг нее, должны быть приняты меры по исключению накопления ливневых вод под основанием и вокруг емкости.
8.8.7 Работоспособность систем утечек контролируется по времени от начала работ насоса откачки утечек (при максимальном уровне нефти в емкости) до его отключения при достижении минимального уровня. При увеличении времени откачки или повышении уровня нефти в емкости до аварийного (при работающем насосе) осуществляется контроль работоспособности насоса, состояния арматуры и положение ее запорного органа, проверяется степень загрязнения фильтра на входе в насос и исправность обратного клапана.
8.8.8 Перед проведением диагностического контроля, технического освидетельствования и капитального ремонта емкостей выполняется отсоединение технологических трубопроводов от емкостей, установка заглушек, пропаривание емкостей, дегазация, очистка емкостей от осадков нефти, отложений парафина, коррозионных отложений.
8.8.9 После технического освидетельствования или выполнения капитального ремонта емкость подвергается гидравлическому испытанию водой давлением 1,25Рраб в течение 60 мин, где Рраб - максимальное рабочее давление, создаваемое нефтью или другой жидкостью при полностью заполненной емкости.
Емкость считается выдержавшей гидравлическое испытание, если не обнаружено:
- течи, трещин, потения в сварных соединениях и на основном металле;
- течи в разъемных соединениях;
- видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.
Емкость и ее элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям.
Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии или другим, согласованным в установленном порядке методом.
Пневматические испытания должны проводиться по инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной в установленном порядке.
Пневматическое испытание емкости проводится сжатым воздухом или инертным газом.
8.8.10 После 30 лет эксплуатации проводится техническое освидетельствование всех типов емкостей. Техническое освидетельствование емкостей проводится в соответствии с проектом производства работ в объеме диагностического контроля, обязательным является проведение гидравлических испытаний независимо от объема выполненных ремонтных работ.
8.8.11 Внеочередное освидетельствование емкостей, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено в следующих случаях:
если емкость не эксплуатировалась более 12 месяцев;
если емкость была демонтирована и установлена на новом месте;
если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт емкости с применением сварки элементов, работающих под давлением;
после аварии емкости или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование.
8.9 Нормативы технического обслуживания и ремонта технических устройств НПС
Нормы трудоемкости ТО и ремонтов регуляторов давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительных клапанов, систем пожаротушения и откачки утечек, а также емкостей вспомогательных систем приведены в таблице 8.11.
Таблица 8.11 - Нормы трудоемкости ТО и ремонтов технических устройств
|
Наименование оборудования |
Трудоемкость, чел.-ч. |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
Регуляторы давления, условным диаметром, мм: |
|
|
|
|
до 500 |
1,2 |
12,5 |
- |
|
500-700 |
2,8 |
14,3 |
- |
|
800-1000 |
4,0 |
16,2 |
- |
|
Фильтры-грязеуловители |
8 |
20 |
45 |
|
Предохранительные клапаны, диаметром, мм |
|
|
|
|
25 |
1,2 |
4,2 |
7,2 |
|
50 |
1,5 |
5,4 |
9,3 |
|
80 |
1,8 |
6,6 |
11,1 |
|
100 |
2,2 |
8,1 |
13,2 |
|
125 |
2,6 |
9,6 |
15,3 |
|
150 |
3,0 |
11,1 |
17,1 |
|
200 |
3,5 |
12,3 |
19,2 |
|
Система пожаротушения: |
|
|
|
|
трубопровод воды и сжатого воздуха на 100 м трубопровода диаметром до 75 мм: |
|
20 |
40 |
|
Огнетушитель (перезарядка) |
1 |
20 |
40 |
|
Пеногенератор |
|
10 |
16 |
|
АУПП |
|
8 |
20 |
|
Система откачки утечек |
1 |
- |
12 |
|
Емкости вспомогательных систем: |
|
|
|
|
надземные |
8 |
30 |
50 |
|
наземные |
8 |
30 |
65 |
|
подземные |
8 |
30 |
105 |
|
Примечания 1 Нормы трудоемкости приведены для емкостей объемом до 10 м3. Для емкостей с большим объемом нормы трудоемкости увеличиваются с коэффициентом 0,025 на каждые 10 % увеличения объема. 2 В объем работ по ремонту емкости не учтено время по освобождению ее от прилегающего грунта. |
|||
Нормы технологического резерва запасных частей технических устройств, необходимых для их бесперебойной работы в течение года, представлены в таблице 8.12.
Таблица 8.12 - Нормы технологического резерва технических устройств НПС
|
Наименование запасных частей |
Единица измерения |
Нормы технологического резерва |
|
|
БПО РНУ |
НПС |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Регуляторы давления |
|||
|
Рычаг исполнительного механизма |
шт. |
1 |
- |
|
Рычаг регулирующего органа |
шт. |
1 |
- |
|
Спаренный шарикоподшипник |
шт. |
1 |
1 |
|
Подшипник скольжения |
шт. |
2 |
2 |
|
Нажимная втулка |
шт. |
2 |
1 |
|
Сальник |
шт. |
6 |
2 |
|
Электропривод в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
Редуктор в сборе |
шт. |
1 |
- |
|
Предохранительные клапаны |
|||
|
Пружины |
шт. |
2 |
2 |
|
Система сглаживания волн давления (АРКРОН 1000) |
|||
|
Кожух клапана регулирования давления |
шт. |
21 |
- |
|
Пузыри аккумулятора |
комплект |
4 |
- |
|
Шаровой вентиль |
шт. |
9 |
2 |
|
Игольчатый вентиль |
шт. |
3 |
2 |
|
Соединительная муфта |
шт. |
6 |
- |
|
Тройник |
шт. |
2 |
1 |
|
Колено с внутренней нарезкой |
шт. |
2 |
- |
|
Колено с внешней нарезкой |
шт. |
4 |
- |
|
Ниппель |
шт. |
2 |
1 |
|
Верхний и нижний зажимы камеры |
комплект |
2 |
2 |
|
Расширитель |
шт. |
2 |
- |
|
Заглушка камеры |
шт. |
2 |
- |
|
Электронасос |
комплект |
1 |
- |
|
Детали электронасоса |
комплект |
3 |
- |
|
Система пожаротушения |
|||
|
Пеногенераторы и пенные оросители |
шт. |
10 |
5 |
|
Огнетушители (газовые, порошковые) |
шт. |
10 |
5 |
|
Задвижки стальные |
шт. |
10 |
6 |
Таблица 8.13 – Нормы резерва прокладочных материалов предохранительных клапанов
|
Наименование материала |
Расход материала на ремонт клапана |
|||||||
|
50 |
100 |
150 |
200 |
|||||
|
ТР |
КР |
ТР |
КР |
ТР |
КР |
ТР |
КР |
|
|
Паронит, кг |
0,5 |
0,9 |
0,8 |
1,5 |
1,0 |
1,9 |
1,73 |
2,3 |
9 Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных систем
9.1 Контроль работоспособности вентиляционных систем
9.1.1 При плановом контроле работоспособности вентиляционных систем и калориферов осуществляемом 1 раз в месяц проверяется:
по вентиляторам – правильность направления вращения рабочего колеса, отсутствие посторонних шумов, подсосов, уровень вибрации (см. 14.3), температура подшипников;
по воздуховодам – правильность положения шиберов и клапанов;
по калориферам – отсутствие течи.
Выявленные дефекты и неполадки фиксируются в формуляре вентиляционной установки, как подлежащие устранению при плановом (см. таблицу 9.2) или неплановом ремонте.
9.1.2 Проверка эффективности работы вентиляционных систем, согласно РД 153-39.4-056-00 [19] должна проводиться в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером ОАО МН, но не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции.
При этом проводится аэродинамическое испытание вентиляционных систем с целью определения скоростей и объемов воздуха, перемещаемого по воздуховодам, величины утечек и подсосов воздуха в сети; потерь давления в сети в целом и в отдельных ее элементах; определение кратности воздухообмена по притоку и вытяжке. По результатам испытания сопоставляются данные фактических режимов работы оборудования системы вентиляции с проектными, определяются неполадки системы и планируется соответствующий объем ремонтных работ. Данные испытаний используются при санитарно-гигиеническом обследовании состояния воздуха помещений и соблюдении норм противопожарной безопасности.
9.1.3 Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности вентиляционных установок приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 - Признаки и причины неработоспособности систем вентиляции
|
Признаки неработоспособности |
Причины неработоспособности |
|
1 |
2 |
|
Повышенная вибрация, шум |
Неудовлетворительная центровка вентилятора и электродвигателя. Дисбаланс крыльчатки вентилятора из-за деформации или поломки лопастей. Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника. Износ подшипников. |
|
Недостаточная кратность воздухообмена, снижение напора воздуха в контролируемых точках отбора по сравнению с предыдущими замерами (по результатам аэродинамических испытаний при проверке эффективности работы вентиляционной системы) |
Трещины и сквозные коррозионные износы материала воздуховодов и кожуха вентилятора. Засорение проточной части воздуховодов. Выход воздуха в местах соединений отдельных частей воздуховода. Поломка лопастей вентилятора. Несоответствие частоты вращения электродвигателя вентилятора проектному значению. |
|
Изменение шума с появлением высокочастотных составляющих (свиста) |
Нарушение герметичности соединений вентилятора с воздухозаборной шахтой или воздуховодом; наличие трещин или сквозных коррозионных язв в воздуховоде. |
|
Снижение температуры воздуха в помещении |
Дефекты калорифера (утечка горячей воды или воздуха из-за негерметичности труб или соединений). Засорение нагнетательной части воздуховода (от калорифера к помещению). |
|
|
Недостаточная температура горячеготеплоносителя. |
|
Повышенный нагрев подшипников (свыше 60°С) |
Недостаточное количество смазки. Использование марки масла не соответствующее инструкции завода-изготовителя. Заедание смазочных колец подшипников скольжения. Перекос валов вентилятора и электродвигателя. Износ подшипников. |
|
Стук внутри механизма |
Попадание посторонних предметов в корпус вентилятора. Задевание вращающихся частей о неподвижные. |
При обнаружении признаков неработоспособности проводится неплановый диагностический контроль.
9.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту вентиляционных систем
9.2.1 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту систем вентиляции представлены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 – Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонтам систем вентиляции
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Вентиляционные камеры, шахты забора и выброса воздуха |
3 мес. |
12 мес. |
6 лет |
|
Проверка плотности соединений переходов от вентилятора в камеру, состояния мест прохода шахт через кровлю |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния сеток, жалюзийных решеток и зонтов над шахтами |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка сеток и жалюзийных решеток на шахтах |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности строительных конструкций, тепловой и звуковой изоляции, общего состояния шахт |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка болтовых креплений |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния фундаментов |
+ |
+ |
+ |
|
Осмотр конструкции (выявление вмятин, пробоин, коррозии, качества окраски) |
+ |
+ |
+ |
|
Подтягивание соединений с заменой болтов (при необходимости) |
- |
+ |
+ |
|
Замена неисправных сеток и жалюзийных решеток в шахтах (при необходимости) |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт вентиляционных камер, шахт забора и выброса воздуха |
- |
- |
+ |
|
Калориферы |
3 мес. |
12 мес. |
4 лет |
|
Очистка наружной поверхности калориферов от пыли сжатым воздухом (при слежавшихся пылевых отложениях - промывка) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния пластин и их прилегания к трубам |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка целостности трубок (выявление течи, коррозионных повреждений) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния болтовых и сварных соединений, а также крепления калориферов на подставках |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности соединений калориферов и строительных конструкций камеры |
+ |
+ |
+ |
|
Осмотр фланцевых соединений (при обнаружении течей - устранение) |
+ |
+ |
+ |
|
В зимний период времени – проверка постоянной циркуляции теплоносителя через калорифер |
+ |
+ |
+ |
|
Подтягивание всех болтовых соединений и креплений |
- |
+ |
+ |
Устранение зазоров между калориферами и строительными конструкциями камеры |
- |
+ |
+ |
|
Устранение течей в трубках (при выявлении) |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт подставки и каркасов |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт обводного клапана |
- |
+ |
+ |
|
Промывка наружных поверхностей нагрева |
- |
+ |
+ |
|
Замена «нерабочих» трубок (вплоть до замены отдельных секций калориферов) |
- |
- |
+ |
|
Реконструкция схемы обвязки калориферов (при необходимости) |
- |
- |
+ |
|
Промывка внутренних полостей трубок раствором ингибированной соляной кислоты |
- |
- |
+ |
|
Замена крышек калориферов, окраска |
- |
- |
+ |
|
После выполнения вышеперечисленных работ калорифер подлежит гидравлическим испытаниям давлением 1,25 от максимального рабочего в течении 30 минут |
- |
- |
+ |
|
Вентиляторы |
3 мес. |
12 мес. |
6 лет |
|
Замер вибрации на подшипниковых опорах и фундаментных болтах (согласно 14.3) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния кожуха и соединений отдельных его элементов (выявление вмятин, пробоин, прокорродировавших мест) |
+ |
+ |
+ |
|
Смазка подшипников |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния муфт, валов, ременной передачи (натяжение ремней), посадки шкива на валу, правильности направления вращения рабочего колеса на валу |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка правильности взаимного расположения электродвигателя и вентилятора (при ременной передаче), а также горизонтальности установки вентилятора на фундаменте или площадке |
+ |
+ |
+ |
|
Подтяжка креплений вентиляторов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка фиксаторов положения дросселей, шиберов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния мягких вставок, виброоснований вентиляторов и целостности рамы вентилятора |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка балансировки рабочего колеса (при правильной балансировке рабочее колесо должно останавливаться в любых положениях, не возвращаясь в исходное) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка вращения рабочего колеса (легкость вращения, отсутствие задевания о кожух, биения или смещения на валу) |
+ |
+ |
+ |
Исправление вмятин, дефектов сварных швов в кожухе вентилятора |
- |
+ |
+ |
|
Подтягивание всех креплений и замена негодных болтовых соединений (при необходимости) |
- |
+ |
+ |
|
Проверка состояния рабочего колеса (выявление погнутости, загрязнения, некомплектности лопаток) |
- |
+ |
+ |
|
Проверка зазора между кромкой входного патрубка центробежного вентилятора и кромкой переднего диска колеса (как в радиальном направлении, так и в направлении оси вала зазор не должен превышать 1 % от диаметра рабочего колеса) |
- |
+ |
+ |
|
Проверка зазора между лопатками крыльчатки и обечайкой осевых вентиляторов (не должен превышать 0,5 % от диаметра крыльчатки) |
- |
+ |
+ |
|
Замена отдельных лопаток, заварка трещин в рабочем колесе |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт вала (при необходимости) |
- |
+ |
- |
|
Проверка посадки рабочего колеса на валу |
- |
+ |
+ |
|
Проверка состояния подшипников (при необходимости - замена) |
- |
+ |
+ |
|
Замена ремня |
- |
+ |
+ |
|
Очистка вентилятора от загрязнений |
- |
+ |
+ |
|
Замена вентилятора (при необходимости) |
- |
- |
+ |
|
Замена кожуха или рабочего колеса (при необходимости) |
- |
- |
+ |
|
Замена (или ремонт) вала, подшипников |
- |
- |
+ |
|
Балансировка рабочего колеса на балансировочном станке |
- |
- |
+ |
|
Ремонт рамы, оснований |
- |
- |
+ |
|
Полная окраска вентилятора и установочной площадки |
- |
- |
+ |
|
Воздуховоды |
3 мес. |
12 мес. |
6 лет |
|
Проверка плотности всех соединений с подтяжкой болтов |
+ |
+ |
+ |
|
Выявление вмятин, пробоин, прокорродировавших мест |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния элементов жесткости воздуховодов и каркасов местных отсосов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка элементов крепления (подвесок, хомутов, кронштейнов) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности шиберов, дроссель-клапанов и других запорных и регулирующих устройств (все дросселирующие устройства должны быть снабжены указателями степени их закрытия и закрепления в положениях, установленных при регулировке установки); |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка действия воздуховыпускных и воздухозаборных устройств на сети воздуховодов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка качества окраски |
+ |
+ |
+ |
|
Поверка состояния проходов воздуховодов через стены и перекрытия |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка отдельных участков воздуховодов (при необходимости) |
+ |
+ |
+ |
|
Ревизия огнезадерживающих клапанов |
- |
+ |
+ |
|
Исправление вмятин, устранение погнутостей, заделка пробоин |
- |
+ |
+ |
|
Замена отдельных негодных элементов конструкций |
- |
+ |
+ |
|
Восстановление исправности сеток и решеток |
- |
+ |
+ |
|
Устранение неисправностей в запорных и регулирующих устройствах |
- |
+ |
+ |
|
Регулировка положения установленных местных отсосов |
- |
+ |
+ |
|
Очистка воздуховодов и местных отсосов в доступных без разборки местах |
- |
+ |
+ |
|
Окраска наружной поверхности в местах, подвергавшихся ремонту |
- |
+ |
+ |
|
Замена более 50% всех конструктивных элементов воздуховодов, местных отсосов и других составных частей вентиляционных сетей |
- |
- |
+ |
|
Ремонт или замена огнезадерживающих клапанов |
- |
- |
+ |
|
Замена теплоизоляции воздуховодов |
- |
- |
+ |
|
Полная окраска и антикоррозионная защита (в местах, где предусмотрена) |
- |
- |
+ |
|
Примечание - Технические осмотры систем вентиляции проводятся: дежурным персоналом НПС - 1 раз в смену; инженерами служб - 1 раз в 2 дня; заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
9.2.2 При обнаружении коррозии на элементах вентиляционных шахт, воздуховодов необходимо провести зачистку соответствующих мест до металлического блеска и толщинометрию материала. Допускаемое утонение стенок не более 50 % от начальнойтолщины.
9.2.3 Периодичность и типовые объемы работ по аэродинамическим испытаниям, определению характеристик оборудования вентиляционных систем, обследованию санитарно-гигиенического состояния воздушной среды в помещениях и оценки соответствия нормам противопожаной безопасности определяются специальной Программой и методикой, утвержденной главным инженером ОАО МН.
9.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта (таблицы 9.3 и 9.4)
Таблица 9.3 - Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем
|
Наименование оборудования |
Нормы трудоемкости, чел.-ч |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Центробежные вентиляторы низкого и среднего давления |
|
|
|
|
до № 5 |
1,5 |
10 |
30 |
|
№ 7 и 8 |
3 |
20 |
60 |
|
Осевые вентиляторы: |
|
|
|
|
до № 5 |
0,5 |
2 |
7 |
|
Калориферы на 10 м2 поверхности нагрева |
0,5 |
2 |
5 |
|
Воздуховоды с фасонными частями на 10 м длины эксплуатируемого воздуховода диаметром, мм: |
|
|
|
|
до 150 |
0,5 |
3 |
10 |
|
300 |
0,5 |
- |
14 |
|
500 |
- |
- |
20 |
|
750 |
1 |
9 |
28 |
|
1000 |
1 |
12 |
36 |
Таблица 9.4 - Нормы технологического резерва запасных частей вентиляторов
|
Наименование запасных частей |
Нормы технологического резерва на 10 единиц однотипного оборудования |
|
|
БПО РНУ |
НПС |
|
|
Рабочее колесо в сборе, шт. |
2 |
- |
|
Подшипники, комплект |
10 |
4 |
|
Упругие прокладки (бензомаслостойкая резина, войлок), шт. |
12 |
8 |
10 Техническое обслуживание и ремонт вспомогательных систем
10.1 Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения
10.1.1 Контроль температуры масла на входе в подшипники насосных агрегатов (температура масла должна быть в пределах 25¸55 °С), давления масла перед подшипниками насоса, перепада давления масла на маслофильтрах осуществляется каждые два часа по показаниям контрольно-измерительных приборов. Два раза в смену проводится проверка уровней масла в масляных баках.
Герметичность маслосистемы определяется по падению уровня в основном и аккумулирующем баке.
Результаты измерений температуры масла после маслоохладителя фиксируются в журнале.
Регистрация давления в маслосистеме и уровня масла в основном масляном баке проводится при отклонении их от нормы.
10.1.2 Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности маслосистем и систем охлаждения электродвигателей приведены в таблице 10.1.
Таблица 10.1 - Признаки неисправности маслосистемы и системы охлаждения
|
Признаки неисправности |
Приборы и методы контроля |
Причины неисправности |
|
1 |
2 |
3 |
|
Маслосистема |
||
|
Давление масла перед подшипниками насосного агрегата (в конце масляной магистрали) менее указанного в паспорте на насосный агрегат |
По показаниям манометров |
Неисправен редукционный клапан или вентиль регулирования расхода масла в системе. Низкий уровень масла в баке, засорение маслофильтров или дроссельных шайб. Неисправен маслонасос, не герметична маслосистема |
|
Перепад давления масла в маслофильтре более, указанного в паспорте |
По показаниям манометров |
Засорение маслофильтров |
|
Температура масла на входе в подшипники насосных агрегатов более 55 °С или указанного в паспорте |
Термодатчики |
Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения |
|
Наличие воды и механических примесей |
По результатам анализа масла |
Дефекты маслоохладителя, недостаточно произведена очистка маслопроводов и маслобаков, некачественное масло |
|
Наличие нефти в масле |
По результатам визуального контроля маслосистемы, исправности торцовых уплотнений и уплотнений подшипников |
Повреждены уплотнения подшипников насосных агрегатов между масляной и нефтяной полостями, переполнение полостей слива нефти из торцовых уплотнений насоса |
|
Понижение уровня масла в аккумулирующем баке (менее 95 % объема аккумулирующего бака до нижней образующей отверстия слива избытка масла при его боковом расположении или от полного объема бака при верхнем расположении отверстия трубопровода слива) |
Сигнализатор уровня |
Неисправность маслонасосов, негерметичность маслосистемы |
|
Затопление блок-бокса маслосистемы |
Визуальная и звуковая сигнализация в операторной |
Негерметичность кессона или неисправность системы откачки подземных вод |
|
Система охлаждения электродвигателей |
||
|
Перегрев обмоток статора и ротора электродвигателя магистрального или подпорного насоса |
Термопреобразователь со вторичным прибором |
Неисправность в системе охлаждения |
|
Повышение температуры воды охладителя, увеличение разности между температурой охлажденного воздуха и холодной водой, поступающей в охладитель |
Термопреобразователь со вторичным прибором |
Засорение трубок водоподачи; образование воздушных пробок, неэффективная работа вентиляторов, недостаточная подача водяных насосов |
|
Давление воды в коллекторе водонасоса менее номинального |
По показаниям манометров |
Недостаточно воды в емкости Неисправен водонасос Засорение коллектора |
10.1.3 Насосы маслосистемы должны быть включены в работу не менее чем за два часа до пуска насосной станции.
10.1.4 Плановый вибродиагностический контроль маслонасосов проводится перед текущим ремонтом в соответствии с разделом 14 настоящего РД.
10.1.5 Отбор проб масла на анализ проводится один раз в квартал из маслобаков маслосистемы. Полная замена масла проводится при обнаружении любого из следующих признаков: содержание механических примесей свыше 1,5 %; содержание воды свыше 0,25 %; кислотность выше 1,5 мг КОН на 1 г масла; температура вспышки и воспламенения в открытом тигле ниже 150 °С. Все выше перечисленные параметры контролируются методами, указанными в ГОСТ 2477, ГОСТ 5985, ГОСТ 6370, ГОСТ 4333, ГОСТ 1547 или по утвержденным в ОАО МН инструкциям.
Перед заменой масла проводится промывка фильтров, трубопроводов и маслобаков.
10.1.6 После замены (заливки) масла осуществляется прокачка маслосистемы в течение 20 мин. Перед прокачкой на подводе масла к подшипникам насосного агрегата необходимо установить фильтрующие сетки с размером ячейки 0,08 мм или смонтировать обводные перемычки.
Через первые 10 мин прокачки проводится очистка сеток на подводе к подшипникам и двойного маслофильтра. По завершению 20 минутной прокачки проводится очистка и промывка маслофильтров и анализ качества масла согласно 10.1.5. При удовлетворительном анализе масла сетки и перемычки на подводах масла к подшипникам насосных агрегатов демонтируются.
10.1.7 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей приведен в таблице 10.2. Внеочередной ремонт может назначаться по результатам контроля работоспособности и последующего осмотра систем с учетом таблицы 10.1.
Таблица 10.2 - Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ, ч |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Маслосистема |
700 |
8400 |
42000 |
|
Маслопроводы |
|
|
|
|
Наружный осмотр |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка затяжки соединений |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль величины давления масла перед подшипниками насосного агрегата, очистка дроссельных шахт от отложений и грязи |
+ |
+ |
+ |
|
Ремонт или замена арматуры; замена изношенных и подвергшихся коррозии участков трубопроводов |
- |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности системы аварийного маслоснабжения с отключением маслонасосов. При этом контролируется подача масла из аварийного (аккумулирующего) маслобака и давление на входе в подшипники насосного агрегата (в конце масляной магистрали), которое должно быть не менее 0,03 МПа в течение трех минут выбега |
- |
+ |
+ |
|
Гидроиспытания, согласно 10.1.8, 10.1.9, 10.1.10 |
- |
- |
+ |
|
Маслоохладители |
|
|
|
|
Выпуск воздуха из масляной и водяной камер маслоохладителя |
+ |
+ |
+ |
|
Разборка, чистка и замена изношенных деталей и узлов |
- |
+ |
+ |
|
Промывка внутренних поверхностей труб от отложений |
|
+ |
+ |
|
Сборка и опрессовка охладителей |
- |
+ |
+ |
|
Маслофильтры |
|
|
|
|
Наружный осмотр |
+ |
+ |
+ |
|
Промывка или замена фильтрующего элемента |
- |
+ |
+ |
|
Маслонасосы |
|
|
|
|
Разборка, промывка, дефектация, ремонт или замена деталей маслонасоса |
- |
+ |
+ |
|
Маслоемкости |
|
|
|
|
Наружный осмотр |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка наружных поверхностей от загрязнений |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка уровня масла в маслобаках и доливка масла (также как и заполнение маслосистемы осуществляется через фильтр с размером ячейки 0,16 мм) |
+ |
+ |
+ |
|
Слив отработанного масла из маслобаков, промывка керосином и сушка маслобаков, заливка нового масла |
- |
- |
+ |
|
Проведение сварочных работ при обнаружении трещин в сварных швах |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт или замена бака, восстановление антикоррозионного покрытия |
- |
- |
84000, но не реже 1 раза в 10 лет |
|
Система охлаждения электродвигателей |
700 |
4200 |
25200 |
|
Разборка, промывка, дефектация, ремонт или замена деталей водяного насоса |
- |
+ |
+ |
|
Замена или набивка сальников насоса, задвижек и вентилей |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт или замена изношенных деталей и узлов системы охлаждения двигателей, вентиляторов, воздушных охладителей воды |
- |
+ |
+ |
|
Замена, при необходимости, водяного насоса и вентилятора охлаждения электродвигателей на новые или отремонтированные; замена изношенных деталей задвижек, вентилей |
- |
- |
+ |
|
Очистка внутренней полости водяных трубопроводов от отложений и коррозии |
- |
- |
+ |
|
Замена изношенных и подвергшихся коррозии участков водяных трубопроводов |
- |
- |
+ |
|
Окраска и восстановление изоляции наружной поверхности трубопроводов, задвижек |
- |
- |
+ |
|
Опрессовка трубопроводов водяного охлаждения электродвигателей |
- |
- |
+ |
|
Обкатка всех элементов системы |
- |
- |
+ |
|
Разборка, покраска элементов системы, ограждений |
- |
- |
+ |
|
Примечание - Технические осмотры маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей проводятся: дежурным персоналом НПС - 2 раза в смену, инженерами служб - 1 раз в день, заместителем начальника НПС - 1 раз в месяц, начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
10.1.8 По окончании ремонтных работ, проверяется величина давления масла перед подшипниками насосного агрегата, которая должна соответствовать паспортному значению.
Количество масла, подаваемое к подшипникам насосных агрегатов, регулируется изменением диаметра отверстий в дроссельных шайбах.
Если проводилась замена труб или замена запорной арматуры, проводят гидравлические испытания водой давлением 1,1Рраб, (где Рраб – максимальное рабочее давление в системе) в течение 20 минут с последующей промывкой маслом или дизтопливом. Испытания проводят при закрытых вентилях подвода масла к насосному агрегату.
Падение давления более чем на 10 % не допускается.
10.1.9 После монтажа маслосистемы, замены труб маслосистемы проводится заполнение трубопроводов 10 %-м раствором ортофосфорной кислоты, выдержка в течение 10-15 часов, слив раствора, промывка водой. После чего выполняется гидроиспытание давлением 1,1Рраб, затем проводится продувка и просушка сжатым воздухом при температуре воздуха 20-30 °С, контроль влажности воздуха путем прикладывания фильтровальной бумаги к открытому концу трубы. Промежуток времени между промывкой трубопроводов водой и началом просушки сжатым воздухом должен быть не более одного часа
После промывки, гидроиспытаний и продувки осуществляется заливка чистым маслом и прокачка маслосистемы в соответствии с 10.1.6.
10.1.10 После 20 лет эксплуатации проводятся гидравлические испытания водой трубопроводов маслосистемы на прочность давлением 1,5 Рраб в течение 10 мин. Затем указанное давление снижается до 1,25 Рраб и выдерживается в течение 30 мин. Испытания проводятся при закрытых вентилях подвода масла к насосному агрегату. После этого давление снижается до Рраб и проводится осмотр трубопроводов, оборудования и арматуры. Маслосистема считается выдержавшей гидравлические испытания, если на трубопроводах, оборудовании и арматуре не обнаружены признаки разрыва, течи, «потения», остаточных деформаций.
10.1.11 Техническое освидетельствование маслосистемы проводится в соответствии с РД 153-39.4Р-124-02 [2] после 30 лет эксплуатации.
Нормы технологического резерва и расхода запасных частей, комплектующих изделий для вспомогательных систем планируются в соответствии с таблицами 6.7, 7.7, 9.4.
10.2 Техническое обслуживание и ремонт компрессоров
10.2.1 Контроль работоспособности компрессоров
После 100 часов наработки, но не реже 1 раза в месяц контролируются следующие параметры компрессоров:
- давление и температура сжатого воздуха после каждой ступени сжатия и на выходе компрессора;
- непрерывность поступления в компрессор и холодильник охлаждающей воды;
- температура охлаждающей воды до и после системы охлаждения;
- давление и температура масла в системе смазки;
- исправность лубрикатора и уровень масла в нем.
При отклонении контролируемых параметров от нормативных, компрессор выводится из работы, проводится его обследование по результатам которого выполняется неплановый ремонт.
10.2.2 Техническое обслуживание компрессоров
Техническое обслуживание компрессоров проводится после 300 часов наработки (но не реже 1 раза в месяц) и включает в себя: осмотры в соответствии с ПБ 03-582-03 [20] и инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей, проверку внешнего состояния оборудования, правильность работы доступных для осмотра узлов, герметичность уплотнений, обратных клапанов в маслопроводе; очистку и промывку масляных и воздушных фильтров.
После 500 часов наработки, но не реже 1 раза в 6 месяцев проводятся: проверка рабочих манометров контрольным манометром; очистка воздухосборников, влагомаслоотделителей, холодильников и нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляных отложений (способом, не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухом в течение 30 мин.
10.2.3 Типовой объем работ при текущем ремонте
Текущий ремонт компрессоров проводится после 2000 часов наработки (но не реже 1 раза в год) и включает в себя все работы по техническому обслуживанию, а также: частичную разборку, включающую вскрытие крышек цилиндров, замену поршневых колец; проверку состояния подшипников, штока и деталей крейцкопфа, при необходимости их замену; очистку рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи; ремонт системы маслоподачи, чистку и промывку картера; полную замену масла, перенабивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорной арматуры и предохранительных клапанов; проверку и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих и нагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установок осушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийной защиты. По завершению ремонтных операций производят сборку компрессоров, их обкатку в течение одного часа.
10.2.4 Типовой объем работ при капитальном ремонте
Капитальный ремонт компрессоров назначается по результатам контроля эксплуатационных характеристик, выполненных ранее ТО и текущих ремонтов или в плановом порядке. Ремонт производится в условиях ЦБПО (БПО) или специализированной организацией.
Капитальный ремонт проводится после 10000 часов наработки (но не реже 1 раза в 5 лет) и включает в себя операции текущего ремонта, а также: полную разборку узлов и механизмов компрессора; замену подшипников качения; проточку, шлифовку коренных и кривошипных шеек коленчатого вала; расточку цилиндров; замену поршня; проверку поршневого и крейцкопфного пальцев на эллиптичность и конусность, их ремонт или замену; в случае предельного износа – замену штока; ремонт или замену шатуна, проверку его положения по отношению к валу и поршню, устранение перекосов; разборку маслонасоса и лубрикатора, ремонт или замену их новыми; замену масляных фильтров; ремонт промежуточного и концевого холодильников со вскрытием крышек и заменой трубок, прокладок, крепежных деталей. После ремонта проводят обкатку компрессора.
10.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта
Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонтов вспомогательных систем и компрессоров представлены в таблице 10.3.
Таблица 10.3 - Нормы трудоемкости технического обслуживания, ремонта вспомогательных систем
|
Наименование систем |
Трудоемкость, чел.-ч |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
Маслосистема |
2 |
16 |
48 |
|
Система охлаждения масла |
1,5 |
8 |
24 |
|
Воздушное охлаждение воды |
1,5 |
8 |
24 |
|
Компрессоры мощностью до 14 кВт |
8 |
50 |
180 |
|
Компрессоры мощностью от 14 кВт и выше |
10 |
70 |
180 |
Нормы технологического резерва запасных частей, необходимых для бесперебойной работы маслосистемы и компрессоров приведены в таблице 10.4.
Таблица 10.4 – Нормы технологического резерва запасных частей маслосистемы и компрессоров
|
Наименование запасных частей |
Нормы технологического резерва на 10 единиц однотипного оборудования |
|
|
для БПО |
для НПС |
|
|
Для маслосистемы |
||
|
Фильтры маслосистемы, шт. |
10 |
5 |
|
Крыльчатка вентиляторов охлаждения масла, шт. |
2 |
- |
|
Подшипники вентиляторов охлаждения масла, шт. |
20 |
10 |
|
Для компрессоров |
||
|
Клапан предохранительный, шт. |
8 |
4 |
|
Пружины клапанные, комплект |
10 |
8 |
|
Клапан всасывающий, шт. |
6 |
4 |
|
Клапан нагнетательный, шт. |
6 |
4 |
|
Вентиль воздушный, шт. |
10 |
4 |
|
Вентиль регулятора давления, шт. |
8 |
4 |
|
Фильтр воздушный, шт. |
4 |
2 |
|
Фильтр масляный, шт. |
4 |
2 |
|
Манометры, шт. |
4 |
2 |
|
Ремень, шт. |
4 |
2 |
11 Техническое обслуживание и ремонт систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений
11.1 Общие положения
В состав систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений входят:
- оборудование системы водоснабжения: насосы, артскважины, фильтры, бактерицидные установки, емкости для хозяйственно-питьевого запаса воды, сети наружного водопровода;
- оборудование системы канализации: насосы, смотровые колодцы, канализационные коллекторы, колодцы с гидравлическим затвором, емкости сбора промышленных канализационных стоков, дренажные приямки (в т.ч. лотки для отвода промышленных стоков из помещения насосной), канализационные сети;
- очистные сооружения: септики, компактные установки типа КУ, песколовки, нефтеловушки, пруды отстаивания, флотационные установки, биологические фильтры, аэротенки.
11.2 Система водоснабжения
11.2.1 Система водозабора, подачи, распределения и подготовки питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей водой надлежащего качества в необходимом количестве, отвечающей требованиям ГОСТ Р 51232 и СанПиН 2.1.4.1074.
Обслуживание установок по очистке и подготовке питьевой воды осуществляется в соответствии с «Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест» [21].
Эксплуатация и обслуживание артезианских скважин осуществляется согласно инструкции по эксплуатации, которую обязана составить и приложить к исполнительной документации организация, пробурившая артезианскую скважину.
Контроль работоспособности насосов системы водоснабжения проводится в соответствии с разделом 6 настоящего РД.
Сооружения, устройства и производственные здания системы водоснабжения должны осматриваться в сроки, установленные нормативными документами и инструкциями, но не реже одного раза в 6 месяцев, с очисткой систем водоподачи. Результаты осмотра и мероприятия по устранению обнаруженных неисправностей должны заносится в формуляр.
При контроле работоспособности артезианских скважин проводят химический и бактериологический анализ воды (один раз в 3 месяца, если нет специальных указаний органов санитарного надзора).
Перед приемкой в эксплуатацию после ремонта, водопроводы подвергаются гидравлическим испытаниям на прочность и герметичность давлением равным 1,25Рраб.
Подготовка системы водоснабжения к эксплуатации в зимний период должна осуществляться в соответствии с планом мероприятий по эксплуатации НПС в холодное время года. Арматура, трубопроводы, емкости с водой должны быть защищены от замерзания.
11.2.2 Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту системы водоснабжения представлены в таблице 11.1.
Таблица 11.1 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы водоснабжения
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
Система водоснабжения |
1 мес. |
6 мес. |
10 лет |
|
Очистка оборудования и окружающей территории от грязи |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль работоспособности насосов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния железобетонных емкостей хозяйственно-питьевого запаса воды |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка исправности и чистоты задвижек, затворов и шиберов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности запорной арматуры |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка исправности оборудования артскважины (обратного клапана, задвижки, водомера и т.д.) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности фильтров |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка работоспособности бактерицидной установки, емкости, сетей водопровода (выявление негерметичности) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка исправности смотровых колодцев, наличия крышек люков |
+ |
+ |
+ |
|
Обследование состояния самотечных и сифонных трубопроводов путем сопоставления уровней воды в береговом колодце и водоеме (увеличение разности в уровнях и вынос осадка в колодец являются признаками засорения трубопроводов) |
+ |
+ |
+ |
|
Набивка сальников и подтяжка гаек запорной арматуры |
- |
+ |
+ |
|
Устранение негерметичности натрий-катионового фильтра |
- |
+ |
+ |
|
Устранение негерметичности бактерицидной установки, очистка от осадков (днища) и обрастания (стены) |
- |
+ |
+ |
|
Удаление грязи из смотровых колодцев |
- |
+ |
+ |
|
Установка отсутствующих крышек люков |
- |
+ |
+ |
|
Устранение негерметичности водопровода |
- |
+ |
+ |
|
Замена отдельных участков трубопроводов в размере не более 20 % протяженности |
- |
+ |
+ |
|
Чистка водоприемной части скважины от засорения и заиления |
- |
+ |
+ |
|
Ремонт погружных насосов |
- |
- |
+ |
|
Замена отдельных деталей узлов запорной арматуры |
- |
- |
+ |
|
Очистка и промывка фильтров |
- |
- |
+ |
|
Удаление осадков из емкости |
- |
- |
+ |
|
Ремонт подводящих и отводящих трубопроводов, задвижек, затворов и шиберов железобетонной емкости хозяйственно–питьевого запаса воды |
- |
- |
+ |
|
Ремонт ходовых скоб, лестниц, горловин колодцев водопровода, штукатурка колодцев |
- |
- |
+ |
|
Замена люков, крышек колодцев водопровода |
- |
- |
+ |
|
Демонтаж пришедшего в негодность и прокладка нового трубопровода |
- |
- |
+ |
|
Замена изношенной арматуры, фланцев, прокладок сальниковых компенсаторов |
- |
- |
+ |
|
Полное восстановление антикоррозионного покрытия и термоизоляции водопровода |
- |
- |
+ |
|
Обследование технического состояния обсадных труб артскважин |
- |
- |
+ |
|
Восстановление производительности артскважины |
- |
- |
+ |
|
Ремонт емкостей |
- |
- |
+ |
|
Примечание – Технические осмотры систем водоснабжения проводятся: дежурным персоналом НПС - 1 раз в сутки (осматриваются наружные участки трубопроводов, доступные для визуального контроля: участки, на которых имеются временные ремонтные конструкции, а также не нормативные соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки и др.); места установки приборов; наружные участки водопровода с термоизоляцией и т.д.); инженерами служб - 1 раз в неделю (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение месяца); заместителем начальника НПС - 2 раза в месяц (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение трех месяцев); начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
11.3 Система канализации
11.3.1 Система хозяйственно-бытовой и производственно-ливневой канализации должна обеспечивать отвод сточных вод от мест их образования до очистных сооружений.
Контроль работоспособности хозяйственно-бытовой и производственно-ливневой систем канализации включает наружный и внутренний осмотр состояния систем.
Наружный осмотр проводится не реже одного раза в месяц путем обходов трасс канализации и осмотров внешнего состояния устройств и сооружений, внутренний – два раза в год, преимущественно весной и осенью с осмотром внутреннего состояния смотровых колодцев, аварийных выпусков, камер, эстакад, переходов, каналов.
Количество сточных вод, отводимых в канализацию, не должно превышать величины, указанной в нормах водоотведения.
Не допускается сбрасывать в сеть канализации осадки от зачистки резервуаров.
Контроль работоспособности насосов системы канализации проводится в соответствии с разделом 6 настоящего РД.
11.3.2 Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту системы канализации представлены в таблице 11.2.
Таблица 11.2 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы канализации
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Система канализации |
3 мес. |
6 мес. |
10 лет |
|
Проверка работоспособности канализационных насосов |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка степени затяжки болтов крепления к раме или фундаменту |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка исправности и чистоты смотровых колодцев |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка плотности прилегания крышек к люкам |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка технического состояния горловин скоб и лестниц смотровых колодцев |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка герметичности гидравлического затвора |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка отсутствия взрывоопасных и удушающих газов в колодцах |
+ |
+ |
+ |
|
Оценка степени наполнения труб и наличия подпора (затопления) |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка отсутствия засорений и других нарушений видимых с поверхности земли |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка отсутствия завалов на трассе в местах расположения колодцев и в лотках для отвода промстоков из помещения насосной |
+ |
+ |
+ |
|
Визуальный осмотр состояния емкостей дренажных приямков и решеток |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка оборудования и территории от грязи, снега, льда |
+ |
+ |
+ |
|
Удаление посторонних предметов из смотровых колодцев |
+ |
+ |
+ |
|
Замена дефектных деталей и узлов оборудования |
- |
+ |
+ |
|
Подтяжка торцового уплотнения насосов |
- |
+ |
+ |
|
Центровка насосов |
- |
+ |
+ |
|
Восстановление плотности прилегания крышек люков |
- |
+ |
+ |
|
Очистка дренажной решетки от задержанных сбросов |
- |
+ |
+ |
|
Восстановление исправности сбросового оголовка канализационного коллектора, очистка устья от ила и посторонних предметов |
- |
+ |
+ |
|
Удаление грязи с запорной арматуры |
- |
+ |
+ |
|
Подтяжка сальников |
- |
+ |
+ |
|
Проверка исправности гидрозатвора (проверка или замена прокладок, заделка раструбов гидрозатвора) |
- |
+ |
+ |
|
Штукатурка гидрозатворов |
- |
+ |
+ |
|
Осмотр внутреннего состояния смотровых колодцев и аварийных выпусков камер, эстакад и переходов коллекторов и каналов |
- |
+ |
+ |
|
Обслуживание арматуры |
- |
+ |
+ |
|
Замена уплотнений и дефектных деталей насоса и элементов системы |
- |
- |
+ |
|
Ремонт распределительных лотков, шиберов |
- |
- |
+ |
|
Заделка трещин и штукатурка колодцев |
- |
- |
+ |
|
Переукладка горловин или полная переделка колодцев |
- |
- |
+ |
|
Набивка сальников запорной арматуры |
- |
- |
+ |
|
Замена отдельных деталей или полная замена задвижек |
- |
- |
+ |
|
Замена неисправной дренажной решетки |
- |
- |
+ |
|
Зачистка емкости бака накопителя |
- |
- |
+ |
|
Замена прокладки гидрозатвора |
- |
- |
+ |
|
Заделка раструбов гидрозатвора |
- |
- |
+ |
|
Полная или частичная переукладка отдельных участков сети в связи с наметившимися разрушениями или просадками труб |
- |
- |
+ |
|
Примечание – Технические осмотры систем канализации проводятся: дежурным персоналом НПС – 1 раз в сутки (осматриваются наружные участки трубопроводов, доступные для визуального контроля: участки, на которых имеются временные ремонтные конструкции, а также места установки приборов); инженерами служб – 1 раз в неделю (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение месяца); заместителем начальника НПС – 2 раза в месяц (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение трех месяцев); начальником НПС – 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
11.3.3 Для сохранения пропускной способности труб и коллекторов системы канализации необходимо осуществлять профилактические прочистки канализационной системы от осевших в ней осадков.
Профилактическая очистка канализационного коллектора проводится в соответствии с планом подготовки к зиме и проводится одновременно с сезонным осмотром.
Прочистку труб канализационных сетей осуществляют следующими методами:
- гидравлическим - промывка водой;
- гидромеханическим - прочистка самодвижущимися, за счет подпора воды, снарядами: резиновыми или металлическими шарами, деревянными цилиндрами, парными дисками;
- механическим - прочистка с помощью снарядов, проталкиваемых по трубопроводам на трассах с помощью лебедок.
В случае засорения труб с прекращением работы канализационной сети, необходимо проводить аварийную прочистку сети с помощью гибких валов, проволоки, сборных штанг, промывки водой. Разрушение засорения проводится из нижнего сухого колодца с помощью одного из вышеперечисленных приспособлений в зависимости от характера засорений.
При подготовке к зиме обслуживающий персонал обязан:
проверить состояние колодцев с гидравлическими затворами и при необходимости провести ремонт и очистку от шлама; провести ревизию сбросных коллекторов и устранить замеченные неисправности (свищи, подтекание, засорение); провести ремонт и очистку коллекторов; провести ревизию запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, оборудования, используемого при авариях (штанги, тросы, передвижные насосы).
11.4 Очистные сооружения
Очистные сооружения должны обеспечивать: очистку сточных вод и обработку осадков, их обеззараживание и отвод от очистных сооружений с соблюдением условий, согласно требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водами» [22].
Система отвода и очистки сточных вод должна обеспечивать предупреждение отвода с сооружений НПС воды, не отвечающей по своим показателям требованиям СанПиН 2.1.5.980.
11.4.1 Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту очистных сооружений представлены в таблице 11.3.
Таблица 11.3 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту очистных сооружений
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
||
|
ТО |
ТР |
КР |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Песколовки |
3 мес. |
12 мес. |
3 года |
|
Выгрузка песка из бункеров, промывка засоренных участков трубопроводов водой под давлением 0,4-0,5 МПа |
+ |
+ |
+ |
|
Прочистка сопла гидроэлеватора |
+ |
+ |
+ |
|
Замена дефектных элементов песколовок |
- |
- |
+ |
|
Нефтеловушки |
3 мес. |
6 мес. |
2 года |
|
Зачистка секций от шлама |
+ |
+ |
+ |
|
Прочистка нефтепровода и илопровода |
+ |
+ |
+ |
|
Удаление осадка из приямков гидроэлеватором или шламовым насосом |
+ |
+ |
+ |
|
Ревизия и чистка всасывающего трубопровода |
+ |
+ |
+ |
|
Ремонт сальникового соединения нефтесборных труб |
- |
+ |
+ |
|
Замена элементов конструкций по мере износа |
- |
- |
+ |
|
Пруды дополнительного отстаивания |
3 мес. |
12 мес. |
4 года |
|
Очистка от накопившего шлама |
+ |
+ |
+ |
|
Осмотр технического состояния ограждающей дамбы |
+ |
+ |
+ |
|
Проверка состояния задвижек и лебедок |
+ |
+ |
+ |
|
Ремонт дамбы, входных и выходных каналов, прудов отстаивания |
- |
+ |
+ |
|
Замена задвижек и лебедок |
- |
- |
+ |
|
Фильтры |
3 мес. |
12 мес. |
3 года |
|
Промывка загрузки горячей водой для восстановления фильтрующей способности |
+ |
+ |
+ |
|
Ремонт лотков, шибера, защитной сетки |
- |
+ |
+ |
|
Замена загрузки в случае механического разрушения |
- |
- |
+ |
|
Замена фильтрующего материала, распределительных лотков |
- |
- |
+ |
|
Аэротенки |
3 мес. |
12 мес. |
4 года |
|
Проверка состояния механизмов, оборудования и измерительных устройств |
+ |
+ |
+ |
|
Контроль состояния ила по его биоценозу или иловому индексу и принятие мер против «вспухания» |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка пористых пластин |
- |
+ |
+ |
|
Замена испорченного ила на активный |
- |
+ |
+ |
|
Замена пористых пластин |
- |
- |
+ |
|
Ревизия и замена изношенных или прокоррозировавших элементов оборудования |
- |
- |
+ |
|
Флотационные установки |
3 мес. |
24 мес. |
4 года |
|
Очистка от осадков флотатора и баков для коагулянта |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка пеносборного лотка |
+ |
+ |
+ |
|
Продувка напорного резервуара через нижний кран |
+ |
+ |
+ |
|
Очистка и продувка флотационных установок от осадков |
+ |
+ |
+ |
|
Ремонт задвижек и редукционных клапанов |
- |
+ |
+ |
|
Демонтаж центробежных насосов |
- |
- |
+ |
|
Замена скребков |
- |
- |
+ |
|
Примечание – Технические осмотры очистных сооружений проводятся: дежурным персоналом – 1 раз в сутки (осматриваются наружные участки сооружений, доступные для визуального контроля; участки, на которых имеются временные ремонтные конструкции, места установки приборов и т.д.); инженерами служб – 1 раз в неделю; заместителем начальника НПС – 2 раза в месяц; начальником НПС – 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
|||
Работоспособность очистных сооружений определяется эффективностью их работы, которая контролируется по составу сточных вод и осадков до и после их пребывания на каждом этапе очистки, а также после всего комплекса очистных сооружений в соответствии с «Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест» [21]. Состав сточных вод и осадков проверяются не реже 1 раза в 10 дней.
При подготовке к зиме обслуживающий персонал обязан: освободить очистные сооружения от шлама и накопившейся нефти; провести ремонт устройств и механического оборудования на нефтеловушках и прудах дополнительного отстаивания (трубы, задвижки, лебедки и т.д.); провести ревизию насосного оборудования, очистку резервуаров для хранения нефти, нефтеловушек от накопившегося шлама, а также ревизию оборудования, установленного на этих резервуарах; провести ремонт перекрытия нефтеловушек.
При испытании и приемке в эксплуатацию очистных сооружений после завершения капитального ремонта приказом главного инженера РНУ создается рабочая комиссия, которая проводит гидравлические и технологические испытания в соответствии со СНиП 2.04.02 и с «Правилами технической эксплуатации систем и сооружений коммунального водоснабжения и канализации» [23].
По результатам гидравлических испытаний устанавливается степень водонепроницаемости железобетонных емкостей (резервуаров, баков, каналов и других сооружений). При этом испытываемая емкость заполняется водой до наивысшего уровня, все задвижки и шибера закрываются и пломбируются. По истечении не менее трех суток фиксируют величину суточного понижения уровня воды в емкости.
11.5 Нормы трудоемкости ремонта
11.5.1 Нормы трудоемкости ремонта трубопроводов различного назначения приняты без учета ремонта промышленной трубопроводной арматуры, земляных и строительных работ и приведены в таблице 11.4.
Таблица 11.4 - Нормы трудоемкости ремонта трубопроводов
|
Наименование трубопровода |
Вид ремонта |
Трудоемкость, чел.-ч на 100 м трубопровода диаметром, мм |
||||||
|
до 25 |
50 |
75 |
100 |
150 |
200 |
250 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Наружные трубопроводы |
||||||||
|
Водопровод, проложенный в траншее из чугунных труб |
Капитальный |
- |
20 |
- |
30 |
37 |
45 |
53 |
|
Текущий |
- |
6 |
- |
9 |
11 |
13 |
16 |
|
|
То же из асбоцементных труб |
Капитальный |
- |
- |
- |
27 |
33 |
40 |
48 |
|
Водопровод с противокоррозионной окраской, проложенный в траншеях, проходных и непроходных каналах |
Капитальный |
- |
19 |
22 |
25 |
29 |
33 |
47 |
|
Текущий |
- |
5 |
5 |
6 |
7 |
8 |
12 |
|
|
Производственная канализация из чугунных труб |
Капитальный |
- |
17 |
- |
25 |
31 |
38 |
44 |
|
Текущий |
- |
5 |
- |
7 |
9 |
11 |
13 |
|
|
То же из керамических труб |
Капитальный |
- |
- |
- |
- |
27 |
34 |
40 |
|
Текущий |
- |
- |
- |
- |
8 |
10 |
12 |
|
|
То же из асбоцементных труб |
Капитальный |
- |
- |
- |
17 |
24 |
30 |
36 |
|
Текущий |
- |
- |
- |
5 |
7 |
9 |
11 |
|
|
Внутренние трубопроводы |
||||||||
|
Водопровод холодной воды и воздуховоды сжатого воздуха |
Капитальный |
20 |
30 |
40 |
55 |
70 |
90 |
110 |
|
Текущий |
5 |
7 |
10 |
15 |
17 |
22 |
26 |
|
|
Производственная канализация из чугунных труб |
Капитальный |
- |
30 |
- |
40 |
52 |
65 |
75 |
|
Текущий |
- |
7 |
- |
10 |
12 |
16 |
20 |
|
При пользовании нормами трудоемкости учитывается:
- трудоемкость ремонта трубопроводов, смонтированных на фланцевых соединениях, определяется с коэффициентом 1,1;
- трудоемкость ремонта трубопроводов из полиэтиленовых труб, гуммированных, футерованных полиэтиленом, винилпластом и фторопластом, определяется с коэффициентом 1,15;
- трудоемкость ремонта трубопроводов из газовых труб, смонтированных на фиттингах, определяется с коэффициентом 0,85.
Для технического обслуживания трубопроводов и арматуры на каждую рабочую смену планируется трудоемкость в размере 8 % трудоемкости текущего ремонта.
В нормах трудоемкости предусмотрены теплоизоляционные работы в размере 30 %, а также станочные работы в размере 10 % при капитальном ремонте, 5 % - при текущем ремонте.
Таблица 11.5 – Нормы трудоемкости ремонта системы водоснабжения, канализации и очистных сооружений
|
Наименование |
Вид ремонта |
Трудоемкость, чел.-ч |
|
1 |
2 |
3 |
|
Водонасосная |
Капитальный |
55 |
|
Текущий |
15 |
|
|
Канализационная насосная станция |
Капитальный |
55 |
|
Текущий |
15 |
|
Внутренние приборы водоснабжения и канализации |
Капитальный |
40 |
|
Текущий |
10 |
|
Очистные сооружения |
Капитальный |
45 |
|
Текущий |
13 |
|
|
Профилактическая очистка системы канализации |
52 |
|
12 Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений. Техническое обслуживание и техническое освидетельствование грузоподъемных механизмов
12.1 Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений НПС
12.1.1 Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию и сохранность зданий и сооружений НПС несут начальник и заместитель начальника НПС.
Техническое состояние производственных зданий и сооружений должно определяться в процессе систематических наблюдений и периодических технических осмотров.
12.1.2 Систематические наблюдения заключаются в проведении визуального осмотра зданий и сооружений инженерно-техническими работниками НПС, ответственными за эксплуатацию и сохранность оборудования этих объектов, с обязательной записью в журнале осмотров.
12.1.3 Периодические технические осмотры подразделяются на сезонные и внеочередные.
12.1.4 Сезонные технические осмотры производственных зданий и сооружений проводятся не реже двух раз в год - весной и при подготовке к осенне-зимнему периоду.
12.1.4.1 Весенний технический осмотр проводится после таяния снега с целью освидетельствования состояния зданий или сооружений и определения объема работ текущего или капитального ремонта.
12.1.4.2 Осмотр при подготовке к осенне-зимнему периоду проводится до 31 августа текущего года с целью проверки подготовки зданий и сооружений к эксплуатации в зимний период. К этому времени должны быть закончены все летние работы по текущему и капитальному ремонту.
12.1.4.3 Объем работ выполняемый при весеннем и осеннем техническом осмотре представлен в таблице 12.1.
Таблица 12.1 - Типовой объем работ при осмотрах зданий и сооружений
|
Типовой объем работ |
Периодичность выполнения работ |
|
|
Весенний технический осмотр |
Осенний технический осмотр |
|
|
Проверка состояния несущих и ограждающих конструкций и выявление возможных повреждений их в результате атмосферных и других воздействий |
+ |
+ |
|
Определение дефектных участков, требующих постоянного наблюдения |
+ |
+ |
|
Проверка механизмов и открывающихся элементов окон, дверей, жалюзи, заслонок, ворот |
+ |
+ |
|
Проверка исправности водостоков, отмостков и ливнеприемников |
+ |
+ |
|
Проверка защиты от коррозии металлических конструкций производственных зданий и сооружений |
+ |
+ |
|
Проверка исправности кровли |
+ |
+ |
|
Проверка исправности средств для удаления снега |
- |
+ |
|
Примечание - Визуальный осмотр зданий и сооружений проводится: инженерами служб НПС - 1 раз в неделю, заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 недели; начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. |
||
12.1.5 Внеочередные осмотры зданий и сооружений проводятся после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, землетрясений - в районах с повышенной сейсмичностью), а также аварий и инцидентов.
12.1.6 Сезонные и внеочередные осмотры зданий и сооружений должны проводиться специальной технической комиссией, назначенной распоряжением начальника НПС. Этим же распоряжением устанавливается порядок и продолжительность работы технической комиссии.
В состав комиссии входят заместитель начальника НПС, ИТР служб и участков, непосредственно эксплуатирующих здания и сооружения.
12.1.7 Результаты сезонных и внеочередных осмотров оформляются актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а также необходимые меры для их устранения с указанием сроков выполнения работ.
12.1.8 Технический осмотр зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна) производятся 1 раз в месяц.
12.1.9 Технический осмотр основных конструкций зданий с крановым оборудованием проводится 1 раз в месяц.
При техническом осмотре необходимо обращать внимание на:
- крепления подкрановых балок к колоннам и соединения между ними;
- соединения верхнего пояса со стенкой балки, как у сварных, так и у клепаных конструкций;
- исправность колонн (отсутствие повреждения и деформации колонн, отклонения от вертикали);
- исправности ограждений.
Результаты технического осмотра основных конструкций зданий с крановым оборудованием оформляются актом.
12.1.10 По решению технической комиссии или в случае выявления неисправностей конструкций, зданий и сооружений, они подвергаются обследованию специализированными организациями, для выполнения необходимых замеров, а также изучения, оценки состояния, определения и выполнения работ по ремонту и усилению строительных конструкций. Неисправности подкрановых конструкций насосных и электрозалов подлежат первоочередному ремонту.
12.1.11 Организация контроля осадки фундаментов оборудования возлагается на службу ответственную за эксплуатацию зданий и сооружений с привлечением, при необходимости, специализированной организации. Контроль осадки фундаментов зданий и сооружений проводится обученным персоналом НПС или специализированной организацией. Результаты контроля доводятся до начальника НПС и главного механика РНУ и оформляются в соответствующем разделе Формуляра насосных агрегатов и в акте технического осмотра зданий и сооружений.
12.1.12 Периодичность контроля осадки фундаментов приведена в таблице 12.2.
Таблица 12.2 – Периодичность контроля осадки фундаментов
|
Фундаменты |
Период эксплуатации |
Периодичность контроля |
|
Здания и сооружения |
Первый год |
Ежемесячно |
|
Последующие года |
1 раз в 5 лет (при весеннем ТО) |
|
|
Насосные агрегаты |
Первый год |
Ежемесячно |
|
Со второго по четвертый года |
2 раза в год (через 6 месяцев) |
|
|
Последующие года |
1 раз в год |
|
|
Если в течение года выявлена осадка фундамента насосного агрегата на величину более 1 мм |
Каждые 3 месяца до прекращения осадки (менее 1 мм в год) |
12.1.13 Предельно допустимое значение осадки фундаментов зданий, сооружений и оборудования (кроме насосных агрегатов) приведено в СНиП 2.02.01.
12.1.14 Допустимые значения отклонений насосных агрегатов от горизонтальности и вертикальности приведены в таблице 12.3.
Таблица 12.3 – Допустимые значения отклонений насосных агрегатов от горизонтальности и вертикальности
|
Тип насосного агрегата |
Места измерений |
Допустимые отклонения |
|
Насосы с горизонтальным разъемом корпуса |
Относительно деформационных марок установленных на фундаменте, либо на открытых участках плоскости разъема корпуса насоса в районе подшипниковых узлов (по обе стороны от оси вращения в районе переднего и заднего подшипников) |
Отклонения от горизонтального положения не должны превышать 0,5 мм на 1 м длины |
|
Секционные насосы |
Относительно деформационных марок установленных на фундаменте, либо по шейкам вала насоса |
Отклонения от горизонтального положения не должны превышать 0,5 мм на 1 м длины |
|
Вертикальных насосы |
На фланце стакана насоса в четырех точках (через 90°) |
Отклонения от горизонтального положения не должны превышать 0,5 мм на 1 м длины |
|
По полумуфте насоса |
Отклонение от вертикальности не должно превышать 0,2 мм на 1 м длины |
12.1.15 Осадки фундамента определяются как разность отметок последующего и предыдущего циклов нивелирования. По величинам осадки в вертикальной плоскости определяют уклоны оборудования, здания и сооружений и сравнивают с допустимыми.
Порядок контроля осадки фундаментов приведен в приложении Ш.
12.1.16 При осадке фундаментов насосных агрегатов, соединенных с технологическими нефтепроводами, на величину более 3 мм должны быть проведены работы по контролю напряженно-деформированного состояния патрубков насосов, арматуры, а также технологических трубопроводов.
Контроль напряженно-деформированного состояния оборудования и трубопроводов методом магнитной памяти металла (магнитометрический контроль) выполняется в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2], РД 153-39.4Р-145-03 [11]. Контроль напряженно-деформированного состояния надземных участков нефтепроводов осуществляется в зоне их соединения с патрубками оборудования, отводами, переходниками, тройниками, а также в зонах опирания трубопроводов на фундаменты, опоры. Контроль в указанных зонах проводится вкруговую на расстоянии не менее наружного диаметра трубопровода по обе стороны от мест опирания на опоры и фундаменты, от кольцевых сварных швов трубопроводов с соединительными элементами, а также с патрубками оборудования (включая места их сопряжения с корпусом оборудования).
Места, где по результатам магнитометрического контроля выявлены концентраторы напряжений, соответствующие возможному наличию дефектов, должны быть подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю (ультразвуковому, капиллярному или магнитопорошковому).
Если по результатам магнитометрического контроля установлены предельные значения контролируемых параметров, то должны быть реализованы мероприятия по снижению напряжений (вырезка небольших участков трубопроводов и установка переходных катушек, применение компенсаторов, подливка фундамента и пр.)
12.1.17 При соединении насосных агрегатов с технологическими нефтепроводами с помощью компенсаторов предельная величина изменения нивелирных отметок фундаментов НА определяется исходя из технических характеристик применяемых компенсаторов.
12.1.18 Разделительная стена между насосным залом и электрозалом, а также разделительная стена (при наличии) в других помещениях (в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей) должна проверяться на герметичность методом задымления (нейтральными дымовыми шашками) не реже одного раза в год, в соответствии с инструкцией, утвержденной руководством ОАО МН. Перечень помещений с разделительной стеной проверяемой на герметичность определяется из действующих норм и правил и утверждается руководством ОАО МН.
Проверка проводится комиссией в составе инженера-механика, инженера службы охраны труда, инженера службы пожарной безопасности, инженера-энергетика, под руководством заместителя начальника НПС.
При проведении проверки разделительной стены на герметичность обращается внимание на пропуск дыма в местах:
- заделки патронов через стену в местах прохождения коммуникаций;
- примыкания разделительной стены к перекрытию, стенам, фундаменту;
- диафрагмы промежуточных валов;
- заделки кронштейнов подкрановых путей (монорельс).
При отсутствии появления дыма - разделительная стена считается герметичной и прошедшей проверку.
В случае появления следов дыма проверка прекращается. Устраняются причины проникновения дыма и производится повторная проверка.
Результаты испытаний оформляются актом.
12.1.19 Дополнительные нагрузки на здания и сооружения могут быть допущены только после поверочного расчета строительных конструкций и внесения изменений в документацию.
12.2 Техническое обслуживание и техническое освидетельствование грузоподъемных механизмов
12.2.1 В течение нормативного срока службы грузоподъемное оборудование должно подвергаться техническому обслуживанию, периодическому и внеочередному техническому освидетельствованию, с учетом требований ПБ 10-382-00 [24].
12.2.2 Техническое обслуживание проводится один раз в квартал.
В объем работ по техническому обслуживанию входят следующие операции:
- проверка болтовых соединений, люфта в шпоночном соединении концевых балок, опор промежуточных валов механизма передвижения грузоподъемного крана;
- проверка перекоса колеса тяговой цепи механизма передвижения грузоподъемного крана;
- проверка стопорных пластин осей ходовых колес концевых балок;
- проверка масла в редукторах;
- проверка смазки зубчатой и червячной передачи;
- проверка смазки грузовой цепи тали;
- проверка и регулировка положения ходовых колес грузовой тележки;
- проверка работы концевых выключателей;
- проверка предохранительного запорного устройства крюка.
12.2.3 Техническое освидетельствование должно проводиться согласно руководству по эксплуатации грузоподъемных механизмов, при отсутствии в руководстве соответствующих указаний освидетельствование проводится:
- полное - не реже одного раза в 5 лет;
- частичное - не реже одного раза в 12 месяцев.
При полном техническом освидетельствовании грузоподъемный механизм должен подвергаться:
- осмотру;
- статическим испытаниям;
- динамическим испытаниям.
При осмотре кранового оборудования необходимо обращать внимание на:
- наличие в крановых металлоконструкциях опасных дефектов (трещин, деформаций, утонения стенок и др.);
- ослабление креплений в соединениях металлоконструкций или деталей механизмов;
- неисправности приборов и устройств безопасности;
- неисправности механизмов и тормозов, недопустимом износе их деталей;
- выявление неисправностей кранового пути.
При осмотре приборов безопасности необходимо проверить:
- установку концевого выключателя механизма подъема. При этом зазор между грузозахватным органом после его остановки и упором должен составлять для грузоподъемных машин не менее 200 мм, для электроталей - не менее 50 мм;
- установку концевого выключателя механизма передвижения. При этом отключение его двигателя должно происходить на расстоянии до упора, составляющем не менее половины пути торможения механизмов. Путь торможения механизма указывается в паспорте крана.
Статические испытания грузоподъемного крана проводятся нагрузкой, на 25 % превышающей его паспортную грузоподъемность.
Динамические испытания грузоподъемного крана проводятся грузом, масса которого на 10 % превышает его паспортную грузоподъемность, с целью проверки действия его механизмов и тормозов.
При частичном техническом освидетельствовании выполняются все работы полного освидетельствования, кроме статических и динамических испытаний грузоподъемного крана.
Внеочередное полное техническое освидетельствование крана должно проводиться после:
- монтажа, вызванного установкой крана на новом месте;
- реконструкции крана;
- ремонта расчетных металлоконструкций крана с заменой элементов или узлов с применением сварки;
- капитального ремонта;
- замены крюка или крюковой подвески (проводятся только статические испытания).
Работа грузоподъемных кранов прекращается и вызывается специализированная организация для обследования при:
- выявлении в техническом состоянии крана опасных дефектов, неисправностей (повреждении и разрушении металлоконструкций, неисправности тормозов и приборов безопасности, повреждении канатов, блоков, барабанов);
- недопустимой просадке и появлении других опасных дефектов кранового пути.
Техническое освидетельствование грузоподъемного крана должно проводиться инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов при участии инженерно-технического работника, на которого возложены обязанности за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.
12.2.4 Грузоподъемный кран, отремонтированный на специализированном ремонтном предприятии и доставленный на место эксплуатации в собранном виде, должен пройти полное техническое освидетельствование на ремонтном предприятии перед отправкой его владельцу. Акт технического освидетельствования должен быть приложен к паспорту крана. До пуска в работу владелец крана должен провести его частичное техническое освидетельствование, результаты которого занести в паспорт.
13 Техническое освидетельствование механо-технологического оборудования НПС
13.1 Механо-технологическое оборудование нефтеперекачивающих станций в зависимости от установленного срока эксплуатации и технического состояния подлежит освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2], РД 03-484-02 [25].
13.2 Техническому освидетельствованию подлежат магистральные и подпорные нефтяные насосы, запорная арматура, регуляторы давления (регулирующие заслонки), предохранительные клапаны, фильтры-грязеуловители, вентиляционные системы, системы сглаживания волн давления, маслосистемы и вспомогательные насосы, после срока службы указанного в таблице 13.1.
Таблица 13.1 - Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию
|
Наименование |
Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию, лет |
|
Магистральные и подпорные нефтяные насосы |
30 |
|
Регуляторы давления |
30 |
|
Предохранительные клапаны |
25 |
|
Фильтры-грязеуловители |
25 |
|
Разделительные емкости (баки) и аккумуляторы системы сглаживания волн давления |
25 |
|
Стаканы вертикальных подпорных насосов |
25 |
|
Насосы шестеренные типа РЗ, НШ, Ш |
8 |
|
Насосы погружные откачки утечек типа НОУ, АХП 45/31 12НА-9´4, 12НА-22´6 |
20 5 10 |
|
Насосы центробежные секционные типа ЦНС Насосы типа К |
9 |
|
Оборудование и составные части системы вентиляции |
18 |
|
Оборудование системы маслоснабжения насосных агрегатов (кроме маслонасосов) |
30 |
|
Запорная арматура DN 300-DN1200 |
30 |
|
Обратные затворы |
25 |
|
Емкости вспомогательных систем |
30 |
13.3 Техническое освидетельствование оборудования и оформление заключения по результатам его проведения должны выполнять организации, имеющие лицензию на данный вид деятельности и сертифицированные в СДС «Транссерт» (ВНИИСТ).
13.4 По результатам освидетельствования оборудования составляется заключение экспертизы промышленной безопасности, которое является основным документом для принятия решения о сроке дальнейшей эксплуатации оборудования.
14 Контроль работоспособности оборудования по вибрационным параметрам
14.1 Контроль и измерение вибрации насосных агрегатов
п.п. 14.1.1-14.1.5 (Исключены, Изм. № 1). Расчеты величины уставок производятся в соответствии с РД "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения" РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05.
14.1.6 Для получения дополнительной информации при вибродиагностике магистральных и подпорных насосных агрегатов, а также на период временного отсутствия стационарно установленных средств измерения и контроля вибрации (поверка, калибровка, модернизация) необходимо использовать переносную (портативную) виброаппаратуру.
Каждое измерение вибрации портативной аппаратурой необходимо проводить в строго фиксированных одних и тех же местах, очищенных от грязи и корпусной краски, отмеченных краской (маркером) или любой другой отметкой.
14.1.7 При использовании портативной виброаппаратуры вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.
Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации горизонтальных насосных агрегатов измеряются ниже на 2-3 мм от оси вала насоса напротив середины длины опорного вкладыша, рисунок 14.1.
Места измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате соответствуют точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рисунок 14.2).
Рисунок 14.1 - Точки измерения на опоре подшипника
На вертикально установленных насосах вибрация измеряется в точках, показанных на рисунке 14.2.
У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (насосов со встроенными подшипниками типа НГПНА, ЦНС), вибрация измеряется на корпусе, над подшипником в точке, расположенной как можно ближе к оси вращения ротора (рисунок 14.3).
14.1.9 Для оценки жесткости крепления рамы к фундаменту вибрация измеряется на всех элементах крепления насоса к фундаменту. Измерение производится в вертикальном направлении на анкерных болтах (головках) или рядом с ними на фундаменте на расстоянии не более 100 мм от них. Измерение проводится при плановом и неплановом вибродиагностическом контроле.
14.1.10 Для проведения вибродиагностических контролей используется аппаратура, как для измерения среднего квадратического значения вибрации так и универсальная виброанализирующая аппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и амплитудно-фазовых характеристик. Аппаратура должна соответствовать ГОСТ ИСО 2954.
Рисунок 14.2 – Точки измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате
Рисунок 14.3 – Точки измерения вибрации на корпусе подшипника насоса без выносных опор
14.2 Вибродиагностический контроль технического состояния насосных агрегатов
14.2.1 Вибродиагностический контроль и оценка общего технического состояния насосного агрегата проводится по следующим критериям:
– по допустимому уровню вибрации;
– по скорости изменения вибрации относительно базовой характеристики;
– по спектральным характеристикам.
Диагностирование по первому критерию осуществляется сравнением максимального текущего значения вибрации с допустимым уровнем вибрации.
Диагностирование по второму критерию осуществляется сравнением изменения скорости текущих среднеквадратических значений виброскорости с предшествующими значениями, а также базовыми характеристиками, полученными после 72-х часовой обкатки нового насосного агрегата или после ремонта.
Диагностирование по спектральным характеристикам осуществляется на основе анализа амплитуды вибрации на частотах, характерных конкретным дефектам и специальных спектральных функций.
14.2.2 Оценка работоспособности насосного агрегата по параметрам вибрации выполняется по результатам оперативного, планового и непланового вибрационного контроля, таблица 14.4.
Результаты планового и непланового контроля оформляются актом, приложение М.
Оценка вибросостояния конкретного насоса выполняется с учетом режима его работы (подачи). Для этого регистрируются значения вибрации на нескольких эксплуатационных режимах в начальный период эксплуатации нового насоса или после его ремонта и строится зависимость вибрации от подачи насоса.
Таблица 14.4 - Виды вибродиагностических работ для магистральных и подпорных насосов
|
Вид вибродиагностических работ |
Контролируемый параметр и место измерения |
Кто осуществляет |
Периодичность |
|
Оперативный вибродиагностический |
СКЗ виброскорости и скорость изменения вибрации относительно предыдущих |
Оперативный (дежурный) |
Постоянный контроль системой автоматики. Каждые два часа в журнале регистрируемых параметров насосных агрегатов записывается величины вибрации по показаниям контрольно-измерительных приборов (установленных в операторной) или выводимых на АРМ оператора, а при отсутствии - автоматизированного виброконтроля по показаниям переносных приборов |
|
Плановый вибродиагностический контроль |
СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях |
Специалист по вибродиагностике |
Согласно таблицы 6.1, а также перед средним и капитальным ремонтами и после них |
|
|
СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса рядом с анкерными болтами, головках анкерных болтов в вертикальном направлении |
Специалист по вибродиагностике |
|
|
Неплановый вибродиагностический контроль |
Контролируемые параметры, их допустимые значения и место измерения соответствуют плановому диагностическому контролю |
Специалист по вибродиагностике |
Контроль выполняется при росте вибрации или появлении признаков дефектов согласно 14.2.6 |
14.2.3 При оперативном контроле выполняется постоянное слежение за уровнем вибрации насосного агрегата в данный момент времени и в динамике, с возможностью ручной, автоматизированной или смешанной регистрацией информации о величине вибрации.
По результатам оперативного контроля проводится анализ уровня вибрации, при котором сравнивается:
- текущее значение вибрации с допустимым, с учетом режима перекачки (согласно 14.1.4);
- скорость изменения вибрации относительно предыдущих измерений.
Делаются выводы об общем вибросостоянии насосного агрегата и о необходимости проведения дополнительных вибродиагностических работ.
При выполнении дополнительных вибродиагностических работ анализируются спектральные и амплитудо-фазовые характеристики вибрации. Необходимость, время проведения работ определяет заместитель начальника НПС, либо лицо, ответственное за выполнение вибродиагностических контролей в РНУ.
14.2.4 При плановом вибродиагностическом контроле оценивается фактическое техническое состояние насосного агрегата, составляется прогноз его работоспособности с определением времени до ремонта или до следующего вибродиагностического контроля, уточняется объем и вид ремонта, качество ремонта.
14.2.5 После монтажа нового или отремонтированного насоса, а также по окончании ремонта проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации (на лапах корпуса насоса, головках анкерных болтов в вертикальном направлении и на подшипниковых опорах в вертикальном направлении). При этом, если режим работы насосного агрегата лежит в диапазоне подач (0,8–1,2) Qном, насос допускается к эксплуатации при вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных болтов (лапах корпуса) – не более 1,8 мм/с. Если вибрация более указанных параметров, то насос к эксплуатации не допускается, устанавливаются и устраняются причины повышения вибрации.
14.2.6 Неплановый вибродиагностический контроль магистральных и подпорных насосных агрегатов проводится с целью определения неисправности в следующих случаях:
– если величина вибрации в любой из контролируемых точек превысила 80 % от аварийного значения вибрации для основных магистральных и подпорных насосов;
– если величина вибрации превысила базовое (значение, полученное после 72–х часовой обкатки нового насосного агрегата или после ремонта насосного агрегата) значение в 2 раза;
– если величина вибрации на лапах корпуса насоса или головках анкерных болтов превысила 1,8 мм/с;
– если при установившемся режиме перекачки происходит увеличение изменения вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;
– если присутствуют посторонние шумы или происходит повышение температуры подшипников.
Неплановый вибродиагностический контроль вспомогательных насосов рекомендуется проводить в случае появления посторонних шумов, выявляемых во время обхода.
Необходимость проведения непланового контроля определяет заместитель начальника НПС или инженер-механик НПС.
По результатам контроля принимается решение о выводе насосных агрегатов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или продолжении эксплуатации.
14.2.7 Для определения остаточного ресурса по результатам измерения вибрации для каждой контролируемой точки строится график (тренд) изменения среднего квадратичного значения виброскорости в зависимости от наработки.
Для каждого конкретного агрегата и его рабочего колеса рекомендуется получить тренд, на основе которого можно проводить прогнозирование остаточного ресурса.
Процесс прогнозирования остаточного ресурса агрегата по изменению уровня вибрации сводится к экстраполяции найденного тренда и определению момента пересечения его с линией предельного состояния. Точность прогноза повышается при увеличении количества проведенных наблюдений.
Полученный тренд используется только до вывода в ремонт или до замены рабочего колеса. После проведения вышеуказанных операций вновь проводятся измерения и на их основе определяют базовые характеристики вибрации.
14.3 Вибродиагностический контроль вентиляционных агрегатов.
Вибродиагностика вентиляционных агрегатов включает:
- вибрационный контроль подшипниковых опор вентилятора;
- вибрационный контроль двигателя и рамы.
Точки замера вибрации на вентиляционных установках показаны на рисунке 14.4.
Допустимое значение вибрации на вентиляционных агрегатах в точках 1; 2; 7; 8; 9; 10 составляет 6,3 мм/с (согласно требованиям ГОСТ 5976), на анкерных болтах фундамента и рядом с болтами в точках примыкания электродвигателя к раме (точки 3; 4; 5;6) - не должно превышать 1,8 мм/с.
1, 2 – точки замера вертикальной составляющей вибрации на верхней части крышки переднего и заднего подшипника над серединой длины его вкладыша или точки наиболее приближенной к этому месту;
3, 4 – точки замера вертикальной составляющей вибрации на болтах, крепящих электродвигатель к раме;
5, 6 – точки замера вертикальной составляющей вибрации на раме рядом с болтами крепления электродвигателя;
7, 8 – точки замера горизонтальной составляющей вибрации (условия замера, как для 1 и 2 точек);
9, 10 – точки замера вертикальной составляющей вибрации на выносных подшипниковых опорах.
Рисунок 14.4 – Схема мест замера вибрации на вентиляционных агрегатах
14.4 Трудоемкость вибродиагностического контроля
Трудоемкость выполнения оперативного, планового, непланового вибродиагностических контролей по вибрационным параметрам магистральных, подпорных и вспомогательных насосов представлена в таблице 14.5.
Таблица 14.5 – Трудоемкость работ при проведении диагностических контролей по вибрационным параметрам на единицу оборудования
|
Тип оборудования |
Трудоемкость вибродиагностического контроля, чел.–ч |
|||
|
Магистральные и подпорные горизонтальные насосы |
0,1 (0,5*) |
2,0 |
2,5 |
2,0 |
|
Подпорные вертикальные насосы |
0,1 (0,5*) |
2,5 |
3,0 |
2,5 |
|
Вспомогательные насосы (маслосистема, система откачек утечек и т.д.) |
– |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Вентиляционные агрегаты |
– |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
(0,5*) – При контроле с помощью переносной виброаппаратуры |
||||
15 Определение показателей надежности оборудования НПС
15.1 Каждое предприятие ОАО МН должно организовать сбор информации и определение показателей надежности механо-технологического оборудования. Фактические показатели надежности учитываются при определении периодичности диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов.
Сбор информации о надежности оборудования НПС должен проводиться с начала его эксплуатации персоналом (из числа ИТР) ответственным за эксплуатацию конкретного вида оборудования НПС.
Ответственность за правильность учета отказов основного механо-технологического оборудования НПС, своевременное представление в вышестоящую организацию сведений об отказах и актов расследований возлагается на должностное лицо, ответственное за эксплуатацию механо-технологического оборудования. По НПС - на заместителя начальника НПС, по РНУ - на главного механика РНУ, по ОАО МН - на главного механика ОАО МН.
15.2 Функциональная структура системы сбора и обработки данных о надежности оборудования НПС должна быть трехуровневой - уровень НПС, РНУ, ОАО МН, однотипной для всех уровней и отличаться только степенью детализации, исходя из конкретных задач, решаемых на этих уровнях.
15.2.1 На уровне районного нефтепроводного управления и НПС осуществляется:
- ведение базы данных находящегося в эксплуатации оборудования и технологических схем НПС;
- сбор, оформление и передача информации по отказам, наработкам, ремонтам, диагностическим контролям оборудования НПС;
- формирование периодических сводок по наработке оборудования;
- ведение базы данных отказов;
- ведение базы данных ремонтов, диагностических контролей.
Конкретную детализацию задач между РНУ и НПС определяет руководство РНУ.
15.2.2 На уровне ОАО МН осуществляется:
- получение, накопление, обработка и систематизация данных уровня РНУ (НПС);
- определение показателей надежности оборудования НПС и их анализ;
- разработка перечня мероприятий по повышению надежности оборудования и передача его для рассмотрения ОАО «АК «Транснефть»;
- передача информации в ОАО «АК «Транснефть».
15.2.3 На уровне ОАО «АК «Транснефть» осуществляется:
- анализ данных, поступающих с уровня ОАО МН;
- координация работ по сбору и обработке информации;
- разработка основных направлений работ компании по повышению надежности оборудования НПС.
15.3 Предприятия всех уровней несут ответственность за сохранность и целостность данных системы, ведение архивов. ОАО «АК «Транснефть» устанавливает права, технические и программные средства доступа для прикладных программ и пользователей.
Ответственность за организацию сбора и обработки информации о надежности оборудования НПС, ее полноту, достоверность, своевременность представления несут руководители НПС, РНУ, ОАО МН.
15.4 Определение показателей надежности осуществляется на основе данных, собранных в течение не менее чем двух предшествующих лет.
15.5 Информация об отказах должна кодироваться с учетом причин (типа) отказов и вида оборудования или систем НПС по принятой единой классификации от уровня ОАО «АК «Транснефть» до уровня НПС.
Формирование и корректировка базовой информации осуществляется персоналом АСУ, специалистами отдела (службы) главного механика ОАО МН.
ОАО МН в зависимости от оснащенности и особенностей эксплуатации НПС может дополнить кодификатор более подробной информацией без изменения принятой в ОАО «АК «Транснефть» классификации оборудования и причин отказов. Хранение информации о надежности осуществляется в электронном и печатном виде. Обработка и выдача информации о надежности работы механо-технологического оборудования НПС должны быть автоматизированы. Срок хранения информации о надежности в электронном и печатном виде - с начала пуска оборудования в эксплуатацию и далее в течение пяти лет после окончания его эксплуатации.
Все отказы механо-технологического оборудования регистрируются в хронологическом порядке в журнале учета отказов (приложение Р) и неисправностей основного механо-технологического оборудования НПС с последующим их введением в информационную базу данных (БД) АСУ.
15.6 Технологические остановки оборудования, а также остановки, связанные с проведением технического обслуживания, планово предупредительных ремонтов, испытаний после модернизации к отказам не относятся и при расчете показателей надежности не используются. Остановки и незапуски насосного агрегата (НА) в течение 8 ч наработки после проведения текущего и 72 ч наработки после среднего и капитального ремонтов отказами не считаются. Они учитываются при оценке качества выполненных ремонтов.
К отказам механо-технологического оборудования не относятся их остановки по причине: отказов оборудования АСУ ТП и в системе энергообеспечения; засорения ФГУ после проведения ремонтных работ и очистки линейной части нефтепроводов; испытаний нового оборудования и технологии.
15.7 В число наработок между отказами входят все наработки между отключениями, не относящимися к отказам механо-технологического оборудования (например, остановки НА по причине отсутствия электроэнергии, изменения режима перекачки нефти и др.). Наработка в часах между отказами определяется как сумма всех наработок между отключениями за период между двумя отказами.
На основании сведений, имеющихся в базе данных, формируются выборки конкретно по видам отказов для каждой единицы оборудования (например, для насосов - по отказам торцовых уплотнений, подшипников, муфт), содержащие данные о количестве отказов, наработках между ними. Сведения используются с целью расчета средних наработок на отказ для различных узлов оборудования, выявления минимальной из них и определения наработки «слабого звена».
15.8 Показатели надежности определяются для оборудования, представленного в разделах данного РД, а также для основных узлов насосных агрегатов: вала (ротора), торцовых уплотнений, подшипников, муфты, соединяющей насос с электродвигателем.
15.9 Исходными данными при оценке надежности оборудования и подлежащими регистрации являются:
- суммарное время с начала эксплуатации (срок службы);
- суммарная наработка (ресурс);
- суммарное число отказов, аварий;
- количество пусков (включений) и отключений;
- суммарное число ремонтов.
15.10 Число пусков (включений) учитывается:
- службой механика при анализе надежности насосных агрегатов;
- при оценке малоцикловой усталости корпусов насосов согласно РД 153-39.4Р-124-02 [2];
- при определении остаточного ресурса технологических трубопроводов по РД 153-39.4Р-145-2003 [11];
- при назначении срока выполнения дефектоскопии валов насосов в соответствии с РД 153-39ТН-010-96 [9].
16 Нормативы технического обслуживания и ремонта оборудования НПС
16.1 Нормативы трудоемкости работ при проведении технического обслуживания и ремонта оборудования НПС
16.1.1 Нормативы трудоемкости работ по ТОР основного и вспомогательного оборудования, соответствующие типовым объемам работ, приведены в соответствующих разделах настоящего РД.
Указанные нормы, кроме основных работ, включают также затраты времени на:
ознакомление с чертежами и другой технической документацией;
подготовку рабочего места и уборку по окончании работ в конце смены;
получение задания, материалов, инструмента и приспособлений и их сдачу после окончания работы;
подготовку к работе вспомогательных механизмов, систем и такелажных приспособлений (при условии их исправности);
протирку и смазку механизмов, инструмента и приспособлений.
Нормы не учитывают время на:
оформление наряда по ПТБ, допуск к работе, оформление окончания работы по ПТБ, документальное оформление результатов работы;
демонтаж и монтаж оборудования, дефектацию и изготовление новых деталей;
ремонт приспособлений и инструмента постоянного и разового пользования;
транспортирование ремонтируемого оборудования материалов и запасных частей к месту ремонта;
устранение недостатков в организации работ при ремонте или устранении брака;
послеремонтные испытания.
16.1.2 Время на выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ в соответствии с ПТБ и проводимых на рабочем месте перед началом работ, составляет не менее 0,2-1 ч в зависимости от объема выполняемых ремонтных работ.
Если узлы и детали подлежащего ремонту оборудования вследствие воздействия агрессивной среды или каких-либо других причин, имеют налеты, коррозию, вызывающие дополнительные затраты труда эксплуатационно-ремонтного персонала, то к нормам трудоемкости ремонтов применяется поправочный коэффициент 1,2.
В случае проведения ремонта в стесненных, неудобных условиях или в неприспособленных для ремонта данного вида оборудования месте, нормы трудоемкости применяются с поправочным коэффициентом 1,1.
Для оборудования, смонтированного на открытых площадках, нормы трудоемкости применяются с поправочным коэффициентом для данного климатического района согласно ЕНиР «Общая часть».
16.2 Нормы технологического резерва запасных частей
16.2.1 Установленное на НПС оборудование должно быть обеспечено технологическим резервом запасных частей и материалов для проведения технического обслуживания и ремонтов оборудования НПС.
Отделы главных механиков РНУ, НПС должны вести входной контроль поступающих деталей и контроль соблюдения правильности хранения, восстановления и пополнения технологического резерва запасных частей, оборудования, принадлежностей и материалов и формирование заявок на пополнение технологического резерва. База данных технологического резерва должна корректироваться по мере использования и поступления новых изделий и материалов.
16.2.2 В соответствующих разделах данного РД представлены номенклатура и количество запасных частей для каждого вида оборудования, которые необходимы для бесперебойной работы оборудования в течение года, и определены с учетом интенсивности отказов и ресурса конструктивных элементов.
16.2.3 Необходимое количество запасных частей корректируется с учетом количества эксплуатируемого оборудования и времени его работы в течение года с учетом критериев, характеризующих возможность бесперебойной работы оборудования определенный период времени, в течение которого не будет вынужденных простоев из-за отсутствия необходимой запасной части.
16.2.4 Резерв запасных частей должен быть неснижаемым, т.е. пополняться по мере расходования в течение года.
16.2.5 Табель технологического резерва запасных частей составляется на основе норм, приведенных в соответствующих разделах данного РД, ежегодно до 20 января совместно с табелем аварийного запаса.
16.2.6 Восполнение резерва запасных частей производится с учетом вновь отремонтированных, и перемещаемых из аварийного запаса в связи с окончанием срока хранения.
16.2.7 Входной контроль поступающих деталей и изделий включает:
проверку эксплуатационной и разрешительной документации (паспорт завода- изготовителя, руководство по эксплуатации, сертификат соответствия, разрешение на применение, гарантия завода-изготовителя);
визуальный контроль (комплектность по паспорту, маркировка, отсутствие на корпусе вмятин, задиров, механических повреждений, коррозии);
инструментальный контроль (проверка габаритных, посадочных размеров и диаметров проходного сечения. Проверка разделки стыковых кромок под сварку, проверка отклонения толщены стенок по торцам патрубков, соответствие деталей и изделий комплекту конструкторской документации).
16.3 Формирование и использование аварийного запаса оборудования и его запасных частей
16.3.1 Аварийный запас может быть использован только для ликвидации аварий, инцидентов и выполнения аварийных ремонтов на объектах магистральных нефтепроводов с письменного разрешения главного инженера ОАО МН.
Для оперативной ликвидации аварий использование аварийного запаса, хранящегося на НПС, производится с разрешения главного инженера РНУ.
16.3.2 Расчет необходимого аварийного запаса механо-технологического оборудования выполняют отделы главного механика ОАО МН, РНУ на основании "Нормативов аварийного запаса оборудования и материалов ОАО МН" с учетом состава объектов, номенклатуры и количества эксплуатируемого оборудования, в соответствии с Положением ОАО «АК «Транснефть» о формировании и использовании аварийного запаса. В соответствии с расчетом, отдел главного механика ОАО МН разрабатывает раздел «Табеля аварийного запаса оборудования и материалов ОАО МН», который обобщает служба промышленной безопасности ОАО МН с разделами табеля других служб ОАО МН.
16.3.3 Приказом по ОАО МН, РНУ и НПС назначаются ответственные за обеспечение, сохранность, восполнение, проверку технического состояния аварийного запаса.
Главные механики ОАО МН и РНУ обязаны контролировать соответствие аварийного запаса нормам утвержденного "Табеля аварийного запаса оборудования и материалов ОАО МН", его техническое состояние, своевременное восполнение и обновление.
16.3.4 При использовании оборудования и материалов на ликвидацию аварий (инцидентов) и выполнение внеплановых ремонтов главный инженер РНУ, в течение 3-х суток направляет в ОАО МН уведомление об изменении аварийного запаса с пояснением причин его использования и заявку для его восполнения.
16.3.5 Главный инженер ОАО МН в 3-дневный срок организует восполнение аварийного запаса, из имеющегося в ОАО МН резервного оборудования и материалов (при условии, что это не приведет к изменению сроков ввода других объектов), или, в случае отсутствия резервного оборудования и материалов, в течение 1-х суток направляет в ОАО АК "Транснефть" уведомление об использовании аварийного запаса и заявку на его восполнение.
16.3.6 Обновление аварийного запаса проводится по окончании установленных сроков хранения оборудования и материалов. При этом учитывается возможность использования части аварийного запаса с истекшим сроком хранения на нужды эксплуатации, капитального ремонта и реконструкции объектов МН.
16.3.7 При контроле технического состояния аварийного запаса производятся:
- ежемесячный осмотр - заместителем начальника НПС совместно с должностными лицами, ответственными за хранение аварийного запаса, с обязательной записью в журнале результатов осмотра аварийного запаса;
- ежеквартальные целевые проверки мест хранения и технического состояния аварийного запаса и выборочные целевые проверки не менее 2-х раз в год (в осенне-зимний и весенний период) - отделами и службами РНУ и ОАО МН, с обязательным оформлением акта, который должен содержать следующие сведения:
- соответствие фактического наличия запаса установленным нормативам;
- условия хранения и техническое состояние оборудования и материалов;
- перечень оборудования и материалов со сроком окончания хранения в текущем и следующем году.
17 Техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений законсервированных или временно выведенных из эксплуатации НПС
17.1 Целесообразность резервирования определяется на стадии разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) вывода НПС из эксплуатации.
При разработке ТЭО проводится сравнение приведенных затрат следующих вариантов:
- резервирование НПС без консервации оборудования;
- резервирование НПС с консервацией оборудования,
- продолжение эксплуатации с пониженной производительностью перекачки (например, работой с меньшим числом насосов, заменой ротора, типоразмера насоса, работой через станцию, дросселированием излишнего напора и т.д.).
ТЭО выполняется для конкретной НПС с учетом режимов перекачки по данному нефтепроводу на перспективу фактической наработки оборудования и его технического состояния и затрат, связанных с реконструкцией НПС (реконструкцией камеры приема и пуска скребка, систем энергоснабжения, теплоснабжения, систем канализации и очистных сооружений, охранной сигнализации), затрат по трудоустройству персонала резервируемой НПС и т.п. По результатам ТЭО принимается решение о выводе в резерв НПС без консервации оборудования, о проведении консервации, о продолжении эксплуатации или выносится решение о ликвидации НПС.
Неэксплуатируемое оборудование НПС, выведенной в резерв без консервации, подлежит техническому осмотру каждые 6 месяцев. По результатам технического осмотра принимается решение о необходимости ремонта оборудования.
Эксплуатируемое оборудование НПС, выведенной в резерв, подлежит техническому обслуживанию и ремонту в соответствии с настоящим документом.
На стадии подготовки к консервации оборудование и сооружения НПС подлежат разбивке на группы в зависимости от технического состояния:
– подлежащие консервации;
– подлежащие демонтажу и списанию;
– подлежащие демонтажу и эксплуатации на других объектах.
Консервации подлежит работоспособное оборудование, эксплуатационные параметры которого соответствуют паспортным данным и условия хранения на неэксплуатируемом объекте обеспечивают защиту от отрицательного воздействия окружающей среды. При наработке оборудования, близкой к ресурсу, должно быть выполнено его техническое освидетельствование согласно РД 153-39.4Р-124-02 [2] или РД 153-39.4Р-145-03 [11].
Демонтажу и списанию подвергается неисправное оборудование, если его ремонт не целесообразен.
Демонтажу и эксплуатации на других объектах подлежит оборудование, которое не планируется эксплуатировать после расконсервации на данной НПС или по прогнозу на момент расконсервации будет иметь существенный физический или моральный износ.
После принятия решения о консервации для данной НПС разрабатывается технологический регламент по проверке и обеспечению работоспособности ее оборудования и систем. При консервации оборудования НПС следует руководствоваться ГОСТ 9.014 и ГОСТ 23216.
Технологический регламент разрабатывается службами РНУ с привлечением специалистов по защите от коррозии и может содержать дополнительные разделы, связанные с экономической оценкой целесообразности консервации НПС в зависимости от выбранной технологии.
На основании технологического регламента составляется план работ по консервации с учетом особенностей каждого вида оборудования, разрабатываются технологические карты выполняемых работ. Для законсервированной НПС составляется технический паспорт, включающий: технологические карты на законсервированное оборудование; план-графики осмотров, проверок, ремонта оборудования и систем, оставшихся в работе; перечень демонтированного оборудования и систем с указанием мест хранения; порядок ввода объекта в эксплуатацию; порядок действия персонала при аварийных ситуациях и пр.; эксплуатационную документацию с указанием реконструированных объектов и актом на изменение категории электроснабжения, согласованным с представителями энергосетей района.
Консервация и выполнение всех технологических мероприятий выполняется персоналом НПС или специально подготовленных подразделений АО МН. Персонал, выполняющий вывод в резерв оборудования, должен ясно представлять технологические особенности выбранного варианта консервации, химические свойства веществ, применяемых для подготовки поверхностей и консервации и др.
17.2 К механо-технологическому оборудованию и системам, оставленным в эксплуатации, относятся:
система водоснабжения (артезианские скважины с насосами первого и второго водоподъема); система канализации (промышленная и фекальная) с очистными сооружениями; система вытяжной вентиляции; система теплоснабжения; система пенного пожаротушения (при наличии нефти в технологических трубопроводах и резервуарах) и система водяного пожаротушения с колодцами и гидрантами.
Также остаются в эксплуатации системы ЭХЗ трубопроводов и оборудования НПС.
К механо-технологическому оборудованию и системам, подлежащим консервации, относятся:
система обеспечения перекачки нефти, включающая резервуарный парк, магистральные насосные агрегаты, подпорные насосные агрегаты на головных НПС, зачистной насос или насос внутренней перекачки на промежуточной НПС, технологические нефтепроводы с арматурой, насосы откачки утечек; вспомогательные системы, связанные с перекачкой нефти (узел приема-пуска скребка, фильтры-грязеуловители, ССВД, емкости сброса ударной волны и сбора нефти, система сбора утечек, маслосистема); система пенного пожаротушения при опорожненных резервуарах и технологических нефтепроводах; наружные поверхности из цветных и черных металлов системы приточной вентиляции.
17.3 Выведенное из эксплуатации оборудование подлежит плановым осмотрам и проверкам по графикам, утвержденным главным инженером РНУ. При этом осуществляются обновление коррозионной защиты, оценка технического состояния и его работоспособности (без общей расконсервации), возможен ремонт и переконсервация.
Периодичность и объем контроля эффективности работы ЭХЗ технологических и вспомогательных нефтепроводов законсервированной НПС должны соответствовать работающей НПС, раздел 8.1.
17.4 При выводе НПС из резерва необходимо выполнить комплекс мероприятий, связанных с расконсервацией оборудования, проверкой его работоспособности и обкаткой до вывода на рабочий режим. Расконсервация включает в себя разгерметизацию, удаление упаковки и средств защиты в соответствии с принятой технологией консервации.
При расконсервации насосов обязательна ревизия подшипников, концевых уплотнений вала, визуальный осмотр полумуфт по окружности и на торце. Проверка работоспособности насосов вспомогательных систем осуществляется в рабочем режиме в течение двух часов.
Устранение дефектов, обнаруженных при периодических осмотрах или перед вводом оборудования в эксплуатацию, осуществляется вахтовым персоналом законсервированной НПС или аварийной бригадой РНУ. Состав аварийной бригады для производства работ на законсервированной НПС определяется объемом и категорией сложности выполняемых работ. Контроль выполнения работ осуществляется ведущими специалистами (инженерно-техническим персоналом) соответствующих служб. В технологических картах консервации (расконсервации) отмечаются дата и время выполнения работ.
Приемка в эксплуатацию НПС осуществляется приемочной комиссией, назначенной приказом по ОАО МН. После подконтрольной эксплуатации НПС составляется акт о приемке ее в эксплуатацию.
Первые 10 дней после вывода в консервацию необходимо выполнять ежедневный осмотр состояния объекта, контроль давления консерванта и отсутствия его утечек (величина давления консерванта определяется проектом).
18 Требования безопасности при эксплуатации и ремонте механо-технологического оборудования НПС
18.1 Производственное оборудование должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.044, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 14202, обеспечивать безопасность работ при монтаже, эксплуатации и ремонте, должно быть пожаро- и взрывобезопасным, в процессе эксплуатации не должно загрязнять окружающую среду выбросами вредных веществ выше установленных санитарных норм, не должно создавать опасности в результате воздействия влажности, солнечной радиации, механических колебаний, перепадов давлений и температур и т.п.
18.2 Эксплуатация технических устройств должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными изготовителем. Импортное оборудование и инструменты должны эксплуатироваться в соответствии с технической документацией производителя, предоставленной на русском языке.
18.3 Производственное оборудование, являющееся источником опасных факторов от движущихся механизмов и подвижных частей, должно соответствовать общим требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.003.
18.4 Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.
18.5 Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных помещений и на территории производственных объектов должны соответствовать значениям ГОСТ 12.1.003.
18.6 Рабочие зоны с уровнем шума выше 80 дБ должны обозначаться знаками безопасности. Контроль за уровнем шума на рабочих местах должен выполняться по ГОСТ 12.1.050.
18.7 Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для персонала, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с установленными требованиями и нормами.
Сигнальные цвета и знаки безопасности, наносимые на оборудование, должны соответствовать ГОСТ Р 12.4.026.
18.8 Рабочие органы оборудования и их приводы должны иметь устройства, предотвращающие возникновение опасности при полном или частичном прекращении подачи энергии, а также исключающие самовключение приводов рабочих органов при восстановлении подачи энергии.
18.9 Конструкция оборудования должна предусматривать защиту персонала от возможного поражения электрическим током (включая и случаи ошибочных действий работника). Токоведущие части оборудования, являющиеся источниками опасности, должны быть или надежно изолированы, или ограждены, или размещены в недоступных для персонала местах.
18.10 На двигателях и насосах должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковых устройствах - надписи: «ПУСК» и «СТОП».
18.11 Корпуса насосов должны иметь заземление, независимое от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосом.
18.12 Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, их работоспособность должна проверяется не реже одного раза в месяц.
18.13 Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
18.14 При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации. Дальнейшая эксплуатация разрешается после устранения выявленных недостатков.
18.15 Ремонтные работы должны проводиться в соответствии с регламентом ОАО «АК «Транснефть» по организации производства ремонтных и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов.
18.16 Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи оборудования в ремонт по акту.
18.17 Перед проведением ремонтных работ оборудование должно быть подготовлено и очищено с соблюдением установленных требований.
18.18 Установку снятых предохранителей, включение отключенных цепей и открытие задвижек, а также снятие запрещающих плакатов «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» и «НЕ ОТКРЫВАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» осуществляет оперативный (дежурный) персонал по согласованию с производителем работ после записи в оперативном журнале об окончании ремонтных работ.
18.19 Нефть, разлитая при вскрытии оборудования, должна быть убрана, а место, залитое нефтью, очищено.
18.20 Во время проведения ремонта оборудования во взрывоопасных помещениях должна работать постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция.
18.21 При ремонте насосов в действующей насосной необходимо проводить контроль воздушной среды.
18.22 На время проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту систем пожаротушения необходимо разрабатывать мероприятия по обеспечению пожарной безопасности объекта.
18.23 При превышении допустимых норм концентрации газа во время ремонта, а также при аварии на соседнем объекте ремонтные работы должны быть немедленно прекращены, а рабочие выведены из опасной зоны.
18.24 Работы могут быть возобновлены только в том случае, если при повторном анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.
18.24 После ремонта все оборудование, емкости и трубопроводы должны быть опрессованы. Опрессовку следует производить до полного устранения всех пропусков.
18.26 Огневые работы должны проводиться в соответствии с требованиями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» (РД 09-364-00) [27], Правил пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ 01-03) [16], Регламента организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть», Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (ВППБ 01-05-99) [17].
Приложение А (обязательное)
Дефектный акт № _______
от "____"__________ 200 г.
на _____________________________________________________________________________
(наименование оборудования, место установки, технологический №)
___________________________ заводской № ______________________ год выпуска _______
Наличие технической или эксплуатационной документации: ____________________________
________________________________________________________________________________
После разборки __________________________________________________________________
(наименование оборудования)
и детального осмотра выявлены следующие дефекты: _________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Заключение:
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Разборку и дефектацию производили:
_____________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
_____________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
_____________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
Ознакомлен:
_____________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
Приложение Б (обязательное)
Смена "___"_______________ с _________________________ до ________________________
Оператор НПС __________________________________________________________________
Состояние технологического оборудования, принятого по смене
1 В работе оборудование:
2 В резерве оборудование:
3 В ремонте оборудование:
4 Положение задвижек (технологический номер; положение открыто-закрыто)
|
Время |
Содержание оперативных работ в течение смены |
Примечание |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Замечания по работе оборудования
По смене передано
Смену сдал __________________ Смену принял ______________________
Приложение В (обязательное)
Пример составления графика проведения ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов оборудования НПС
|
СОГЛАСОВАНО Главный механик ОАО МН ________________________(Ф.И.О.) «____» ________________ 200 ___ г.
|
|
УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ___________ РНУ ________________________ (Ф.И.О.) «____» ________________ 200 ___ г.
|
График ТОР и диагностических контролей механо-технологического оборудования ________________ НПС (РНУ) на _____ год
|
Тип, вид оборудования |
Технологический № оборудования |
Наработка в предыдущем году (час) |
Наработка с начала эксплуатации (час) |
Наработка со времени последнего капитального ремонта (час) |
Время остановки МН (НПС) или снижения режимов перекачки в (час) |
В том числе по месяцам |
||||||||||||
|
январь* |
февраль* |
март* |
апрель* |
май* |
июнь* |
июль* |
август* |
сентябрь* |
октябрь* |
ноябрь* |
декабрь* |
Примечания |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Главный механик РНУ ______________________ (Ф.И.О.)
Зам. начальника НПС _______________________ (Ф.И.О.)
Примечание: 1* в столбцах месяцев записывается вид ремонта (ТР - текущий ремонт, СР - средний ремонт, КР - капитальный ремонт);
ТО - техническое обслуживание или ДК - диагностический контроль
2.* При составлении графика используются наработки после конкретного вида работ (ТО, ТР, СР, КР, ДК), указываемые в формуляре на данный вид оборудования.
3.* График ППР МТО которое требует остановки НПС, МН или снижения режимов перекачки составляется по срокам совмещенным с годовым графиком остановки МН с указанием времени для проведения работ в часах.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Приложение Г (обязательное)
РНУ ____________________ НПС ___________________
«____»_____________ 200 г.
АКТ
сдачи (вывода) оборудования в ремонт
Тип, марка, заводской № __________________________________________________________
(наименование оборудования)
Дата ввода в эксплуатацию _____________ Технологический № _________________________
В период эксплуатации обнаружены следующие неисправности:
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
(плановый, текущий, средний, капитальный; по результатам расследования отказа или диагностического контроля)
Объем ремонта __________________________________________________________________
При подготовке к ремонту выполнены работы
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Предыдущий ремонт _____________________________________________________________
(дата, вид ремонта, категория, кем выполнялся)
Наработка после предыдущего ремонта (с указанием вида ремонта) _____________________
Наработка после последнего капитального ремонта ___________________________________
(часов и дата проведения)
Наработка с начала эксплуатации ___________________________________________________
(часов)
Оборудование готово к производству ремонта
________________________________________________________________________________
Сдал: ___________________________________________________________________________
(должность) (подпись) (расшифровка подписи)
(заместитель начальника НПС)
Принял: ________________________________________________________________________
(должность) (мастер бригады, исполняющей ремонт), (подпись) (расшифровка подписи)
Приложение Д (обязательное)
РНУ ____________________ НПС ___________________
«____»_____________ 200 г.
АКТ
приемки оборудования из ремонта
Тип, марка, заводской № __________________________________________________________
(наименование оборудования)
Дата ввода в эксплуатацию _____________ Технологический № _________________________
Принято из ремонта ______________________________________________________________
(планового, текущего, среднего, капитального)
Во время ремонта выполнены работы
________________________________________________________________________________
(наименование ремонтных работ)
________________________________________________________________________________
Сведения о проведении ремонта записаны в __________________________________________
После ремонта оборудование прошло следующие испытания ___________________________
________________________________________________________________________________
(испытания на прочность, плотность, обкатка)
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Оценка ремонта, замечания ________________________________________________________
Ремонт производился _____________________________________________________________
(наименование предприятия-исполнителя ремонта)
Оборудование технически исправно и готово к эксплуатации ___________________________
Сдал: ___________________________________________________________________________
(должность) (мастер бригады исполняющей ремонт) (подпись) (расшифровка подписи)
Принял: ________________________________________________________________________
(должность) (заместитель начальника НПС) (подпись) (расшифровка подписи)
Приложение Ж (обязательное)
Формуляр (пример составления для магистральных, подпорных и вспомогательных насосов, предохранительного клапана, регулятора давления, вентилятора, фильтра-грязеуловителя)
Ж.1 Общие сведения об оборудовании
Наименование
Марка, шифр, индекс
Наименование завода-изготовителя
Заводской номер
Инвентарный номер
Ж.2 Основные технические характеристики (и данные электропривода)
Ж.3 Материал и марка основных деталей
|
Наименование деталей |
Марка, материал |
Примечание |
|
|
|
|
Ж.4 Паспортные показатели надежности
|
Полный назначенный срок службы, лет(часов, циклов) |
|
|
Назначенный срок службы выемных частей, лет(часов, циклов) (при наличии данных в заводском паспорте) |
|
|
Наработка на отказ в течение _______ лет эксплуатации не менее, часов (циклов) (при наличии данных в заводском паспорте), |
|
|
Вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса за _______ лет эксплуатации, не ниже (при наличии данных в заводском паспорте) |
|
Ж.5 Сведения о закреплении оборудования при эксплуатации
|
Должность |
Ф.И.О. лица, ответственного за эксплуатацию |
№ и дата приказа о назначении |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.6 Сведения о месте установки, учет движения
|
Дата монтажа |
Место установки (система, объект, технологическая линия в которой установлено оборудование) |
Технологический номер |
Дата демонтажа |
Причина демонтажа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.7 Учет наработки
|
Количество отработанных часов за период |
Ф.И.О., подпись ответственного лица |
|||||
|
за месяц |
итог за квартал |
итог за год |
||||
|
Год: |
Итого с начала эксплуатации: |
|||||
|
Январь |
|
I кв. |
|
(год) |
(час) |
|
|
февраль |
|
|
||||
|
Март |
|
|
||||
|
Апрель |
|
II кв. |
|
|
||
|
Май |
|
|
||||
|
Июнь |
|
|
||||
|
июль |
|
III кв. |
|
|
||
|
Август |
|
|
||||
|
сентябрь |
|
|
||||
|
октябрь |
|
IV кв. |
|
|
||
|
Ноябрь |
|
|
||||
|
декабрь |
|
|
||||
|
Итого с начала эксплуатации: |
||||||
Количество отработанных часов вентилятором, регулятором давления (заслонкой), число циклов срабатывания арматуры учитывается поквартально, итоговое - за год и с начала эксплуатации.
Ж.8 Учет неисправностей при эксплуатации
|
Дата и время отказа |
Характер неисправности |
Причина неисправности |
Наработка отказавшего элемента после его последнего ремонта |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.9 Сведения о проведении диагностических контролей
|
Дата |
Краткое описание проведенного ДК |
Краткий вывод по результатам ДК |
Ф.И.О., подпись ответственного лица, проводившего диагностику |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.10. Сведения о проведении технического обслуживания
|
Дата |
Содержание работ |
ФИО, подпись ответственного лица, проводившего обслуживание |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.11. Сведения о проведении ремонта
|
Дата |
Вид ремонта |
Наработка после последнего ремонта |
Содержание работ |
ФИО, подпись ответственного лица, |
|
|
проводившего ремонт |
принявшего из ремонт |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.12. Сведения о конструктивном изменении
|
Дата |
Характер изменения (модернизации), в т.ч. наименование измененного узла, тип, марка и технические параметры установленного узла |
Должность, Ф.И.О. и подпись ответственного лица, проводившего работы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.13 Сведения о контроле осадок фундамента насоса
|
Наиме- нование объекта |
Номер марки |
Дата наблю- дений (мес./год) |
Начальная отметка, мм |
Отметка на (мес./год), мм |
Отметка предыдущего цикла наблюдений, мм |
Осадка мм |
Суммарная осадка с начала эксплуа- тации мм |
Наименование организации проводившей контроль. Подпись ответственного лица |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж.14 Сведения о продлении срока службы
|
Дата проведения экспертизы |
Заключение технического освидетельствования (продлено, не продлено) |
Дата окончания срока эксплуатации по заключению |
Наименование организации, проводившей техническое освидетельствование |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Приложение К (обязательное)
Формуляр (пример составления для систем откачки утечек, вентиляции, смазки и охлаждения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений)
К.1 Эксплуатационная характеристика системы
|
Местоположение (территория НПС, наименование помещения, здания) |
|
|
Название системы (откачки утечек, вентиляции, смазки и охлаждения, канализации, водоснабжения, очистные сооружения) |
|
|
Материал трубопровода (воздуховода): сталь, керамика, полиэтилен |
|
|
Тип изоляции (тепловая, коррозионная) |
|
|
Наименование изоляционного материала |
|
|
Рабочая среда |
|
|
Давление условное для напорной системы, Ру, МПа (кгс/см2) |
|
|
Количество колодцев (при их наличии) |
|
К.2 Технологическая схема с подробной экспликацией
К.3 Техническая характеристика трубопровода (воздуховода)
|
Начало участка: переходы Ду (сечение), мм; технол. № арматуры, насоса вентилятора и т.д. |
Протяженность участка, м |
Ду (сечение) участка, мм |
Тип и размеры тройников, отводов (проходов) установленных на участке, мм |
Конец участка: переходы Ду (сечение), мм; технол. № арматуры, насадки, решетки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.4 Техническая характеристика запорной и предохранительной арматуры
|
Наименование арматуры (задвижки, краны, клапана, заслонки) |
Технологический № колодца (при наличии) |
Для однотипной арматуры |
Примечание |
|||
|
Технологический № арматуры |
Кол-во, шт |
Ду, мм/ Ру, МПа |
Тип привода |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.5 Сведения о закреплении оборудования при эксплуатации
|
Должность |
Ф.И.О. лица, ответственного за эксплуатацию |
№ и дата приказа о назначении |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.6 Учет неисправностей при эксплуатации
|
Дата и время отказа |
Характер неисправности |
Причина неисправности |
Наработка отказавшего элемента после его последнего ремонта |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.7 Сведения о проведении технического обслуживания
|
Дата |
Содержание работ |
ФИО, подпись ответственного лица проводившего обслуживание |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.8 Сведения о проведении ремонта
|
Дата |
Вид ремонта |
Содержание работ |
ФИО, подпись ответственного лица проводившего ремонт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.9 Сведения о конструктивном изменении
|
Дата |
Характер изменения (модернизации), в т.ч. наименование измененного узла, тип, марка и технические параметры установленного узла |
Должность, Ф.И.О. и подпись ответственного лица проводившего работы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К.10 Сведения о продлении срока службы
|
Дата проведения экспертизы |
Заключение технического освидетельствования (продлено, не продлено) |
Дата окончания срока эксплуатации по заключению |
Наименование организации проводившей техническое освидетельствование |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Приложение Л (обязательное)
ФОРМУЛЯР ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ВАЛА №
Дата ________________________
НПС (название) ________________________ Насос ________________________
Тип, заводской №, технолог. №
|
№ осмотра |
Наработка, тыс. ч. |
Мощность (средняя) Nср, кВт |
Количество пусков mср |
Методы проведения контроля ВИК УЗ ВТ МП К В |
Результаты контроля. (Полное перечисление дефектов, обнаруженных в процессе контроля с указанием места расположения) |
Выводы: работоспособен, отправлен на ремонт (способы устранения дефектов); отбракован; время проведения следующего контроля |
Подпись дефектоскописта и ответственного лица |
||
|
от предыдущего контроля |
суммарная |
от предыдущего контроля |
суммарное |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечания
1 Контроли: ВИК - визуально-измерительный контроль; УЗ - ультразвуковой; ВТ - вихретоковый; МП - магнитопорошковый; К - капиллярный; В - визуальный.
2 Результаты дефектоскопического контроля с указанием эскиза вала, зон контроля, сведений о дефектоскописте оформляются заключением (актом). Форма Заключения (акта) представлена на последующих страницах.
3 Формуляр и Заключение(акт) допускается оформить одним документом, в котором должны содержаться все сведения, перечисленные в указанных формах.
Форма заключения (акта) дефектоскопического контроля валов
Предприятие ____________________________________________________________________
название предприятия или лаборатории, выполняющих контроль, принадлежность к ОАО МН
________________________________________________________________________________
Свидетельство об аттестации или лицензии __________________________________________
номер, дата выдачи
ЗАКЛЮЧЕНИЕ (АКТ) № ______ от «___» ________ 200 ___ г.
О проведении дефектоскопии валов магистральных нефтяных насосов
(в соответствии с РД 153-39ТН-010-96)
1 Данные об объекте контроля
Владелец: ______________ НУ, ЛПДС (НПС) «______________________»
Вал насоса № _______ изготовитель _______ Год выпуска: ________ Марка насоса: ________
Вид насоса (входной, первичный, вторичный, последующий): __________________________
Данные о предыдущем контроле (№ заключения, дата) ________________________________
Наработка:
- суммарная (тыс. часов) __________________________________________________________
- с момента предыдущего контроля (тыс. часов) ______________________________________
- на момент проведения контроля (тыс. часов) ________________________________________
2 Приборы и инструменты, стандартные образцы, применяемые при контроле:
|
Наименование |
Зав. № |
Поверен до |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 Эскиз вала с указанием зон контроля и размеров
4 Результаты контроля:
|
№ п/п |
№ зоны |
Методы контроля |
Описание обнаруженных дефектов |
Годен. не годен |
Примечание |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
1 |
|
|
|
|
|
2 |
2 |
|
|
|
|
|
3 |
3 |
|
|
|
|
|
4 |
4 |
|
|
|
|
|
… |
… |
|
|
|
|
|
n |
n |
|
|
|
|
5 Выводы
Вал насоса № признан работоспособным (неработоспособным). Следующий контроль провести через ______ тыс. часов наработки.
Заключение выдал: Дефектоскопист ________________________________________________
Ф.И.О. подпись
Удостоверение № _________ от ________________. Срок действия до ____________________
Выдано _________________________________________________________________________
название организации, выдавшей удостоверение
Приложение М (обязательное)
АКТ №
диагностического контроля
насосного агрегата ________________, технологический № _____, НПС "__________"
Дата контроля "____"__________________ 200 г.
Время контроля ____ч. ______ мин.
Подача насоса ________________________ м3/ч
Установлено рабочее колесо _______________________________________________________
(типоразмер, D2, особенности конструкции – центробежное, осерадиальное, со шнеком))
Давление на приеме насоса _____________ кгс/см2
Давление на выходе насоса _____________ кгс/см2
Токовая нагрузка электродвигателя __________ А
Потребляемая мощность ________________ кВт
КПД электродвигателя _________________ %
Плотность нефти ______________________ кг/м3
Вязкость нефти ________________________ сСт
|
Измеряемый параметр |
Базовое значение |
Фактическое значение |
Паспортное значение |
|
Температура подшипника № 1 |
|
|
- |
|
Температура подшипника № 2 |
|
|
- |
|
Температура подшипника № 3 |
|
|
- |
|
Температура подшипника № 4 |
|
|
- |
|
Давление масла в системе, кгс/см2 |
|
|
|
|
КПД насоса, % |
|
|
|
|
Величина напора (м) |
|
|
|
Таблица базовых средних квадратических значений виброскорости насоса мм/с после ремонта. "___"_________ 200 г.
|
Направление замера |
Точки установки вибродатчиков |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вертикальное |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Поперечное |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Осевое |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица фактических средних квадратических значений виброскорости насоса мм/с. "___"_________ 200 г.
|
Направление замера |
Точки установки вибродатчиков |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вертикальное |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Поперечное |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Осевое |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Заключение:
________________________________________________________________________________
(работоспособное или неработоспособное состояние насоса по результатам анализа
________________________________________________________________________________
вибросостояния и температуры подшипников, определяется необходимость выполнения
________________________________________________________________________________
ремонта по причине снижения КПД и напора)
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Прогноз:
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Измерения выполнил _____________________________________________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
Результат измерений получил: _____________________________________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
С результатом замера ознакомлен:__________________________________________________
(подпись) (расшифровка подписи)
Примечание:
1 Прикладывается схема мест измерения вибрации. Точки установки вибродатчиков приведены в разделе 14 (рисунки 14.1-14.4).
2 Если фактические значения виброскорости увеличились на 20 % по сравнению с предыдущими замерами (при таком же режиме работы насоса по подаче), то определяются спектральные и амплитудно-фазовые характеристики, а в заключении указываются причины роста вибрации и время следующего диагностического контроля.
3 Измеренные значения виброскорости используются для построения тренда и прогнозирования наработки насоса, соответствующей ограниченной длительности эксплуатации.
4 Полученные спектральные и амплитудно-фазовые характеристики прикладываются к настоящему акту.
Приложение Н (обязательное)
ПРОТОКОЛ наладки центробежного нефтяного насоса типа _________
Заводской № ___________________ ЛПДС(НПС) _______________________
Технологический № ___________________
Дата начала ремонта ___________________
Дата окончания ремонта ________________
Н.1 Паспортные данные насоса
|
Подача, м3/ч |
Напор, м.ст.ж. |
Частота вращения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Н.2 Ротор № ______________ Дата установки ____________
Параметры рабочего колеса
|
|
Q, м3/ч |
|
|
H, м |
|
|
|
D1, мм |
|
|
|
D2, мм |
|
|
|
D3, мм |
|
|
|
B, мм |
|
|
|
b*, мм |
|
При наличии в насосе шнека указывается длина и наружный диаметр шнека.
Н.3 Зазор в подшипниках скольжения
|
Подшипник |
№ |
b1, мм |
b2, мм |
b3, мм |
c (натяг), мм |
|
Передний подшипник (факт.) |
|
|
|
|
|
|
Задний подшипник (факт.) |
|
|
|
|
|
|
Чертежные размеры |
|
|
|
|
|
Материал подшипника скольжения _________________________________________________
Для вертикальных подпорных насосов указываются зазоры по всем промежуточным опорам вала.
Н.4 Зазоры между уплотнительным кольцом - рабочим колесом, защитная втулка-импеллер
Контролируются зазоры, указанные в приложении У данного РД.
Н.5 Зазоры в лабиринтном уплотнении магистрального насоса
|
|
Зазоры в лабиринтном уплотнении, мм |
А |
Б |
|
Сторона электродвигателя |
|
|
|
|
Сторона радиально упорного подшипника |
|
|
|
|
Номинальные размеры |
|
|
Н.6 Торцовые уплотнения
Тип уплотнения _________________________________________________________________
Заводской номер _________________________________________________________________
Материал пары трения ____________________________________________________________
Высота вращающегося кольца __________________________________________________, мм
Внутренний диаметр вращающегося кольца ______________________________________, мм
Наружный диаметр вращающегося кольца _______________________________________, мм
Высота неподвижного кольца __________________________________________________, мм
Внутренний диаметр неподвижного кольца _______________________________________, мм
Наружный диаметр вращающегося кольца _______________________________________, мм
Толщина регулировочного кольца _______________________________________________, мм
Н.7 Зазор между крышкой радиально-упорного подшипника и корпусом насоса (А), толщина дистанционного кольца (Б), (для магистральных насосов).
|
|
Афакт = мм, |
|
Ачертеж. = мм, |
|
|
Б = мм. |
Для вертикальных подпорных насосов указывается размер А и толщины двух (верхнего и нижнего) дистанционных колец наружных обойм шарикоподшипников и толщина кольца между обоймой блока подшипников и валом.
Н.8 Центровка электродвигателя с насосом
Примечание: замеры по торцу заносятся во внутренние прямоугольники, а по наружному диаметру в наружные.
Н.9 Биение ротора магистрального насоса
|
Точки |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Биение фактическое, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Биение по чертежу, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Для вертикального насоса замеряется биение вала под шнеком, рабочим колесом и промежуточными подшипниками (опорами), торцовым уплотнением, верхним блоком шарикоподшипников, конусной частью вала (под полумуфтой).
Н.10 Полумуфта насоса
Тип муфты (зубчатая, пластинчатая, пальцевая)
|
Биение поверхностей |
||
|
Точки |
1 |
2 |
|
Биение фактическое, мм |
|
|
|
Биение по чертежу, мм |
|
|
Н.11 Результаты измерений вибрации после ремонта насоса (виброскорость, мм)
|
Место измерения |
Точки измерения |
Вибрация фактическая (вертикальная составляющая), мм/с |
|
|
Лапы корпуса насоса |
|
фактическая |
допустимая |
|
Головки анкерных болтов |
|
|
|
|
Подшипниковые опоры |
|
|
|
Примечание - Точки измерения вибрации для конкретного типа насоса указаны на рисунках 14.1, 14.2, 14.3 данного РД.
Н.12 Отклонение от вертикальности (для вертикальных подпорных насосов)
|
Допустимое, мм/м |
Фактическое, мм/м |
|
|
|
Примечание: Отклонение от вертикальности контролируется уровнем с точностью 0,1 мм/м, по полумуфте насоса.
Н.13 В Протокол наладки должны также вноситься другие параметры, подлежащие контролю согласно технической документации на конкретный тип насоса.
Сдал: ответственный исполнитель __________________________________________________
(должность, подпись, Ф.И.О., дата)
Принял:
Представитель ЛПДС (НПС) _______________________________________________________
(должность, подпись, Ф.И.О., дата)
Приложение П (обязательное)
Журнал осмотров механо-технологического оборудования НПС
|
Дата, время осмотра |
Должность, Ф.И.О., производившего осмотр |
Осмотренные объекты |
Выявленные замечания |
Ответственный за устранение замечаний |
Принятые меры по устранению замечаний |
Дата устранения, подпись ответственного за устранение замечаний |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Приложение Р (обязательное)
ЖУРНАЛ учета отказов и неисправностей основного механо-технологического оборудования НПС ____________ РНУ ОАО МН ____________________
|
Дата и время возникновения отказа |
Наименование (код) отказавшего оборудования (агрегата, узла) |
Технологический № отказавшего оборудования (агрегата, узла) |
Причина отказа |
Наработка с начала эксплуатации, ч |
Наработка после предыдущего ремонта, ч |
Количество пусков (включений) |
Время проведения ремонта, ч |
Должность, Ф.И.О., подпись лица, ответственного за ремонт |
||
|
ТР |
СР |
КР |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Приложение С (обязательное)
Журнал регистрируемых параметров НА
Название НПС _____________________________ нефтепровод ______________________
|
№ п/п |
Дата и время |
Номер насосного агрегата1 |
Давление, МПа (кгс/см2) |
Ток, А |
Температура, °С |
Вибрация (виброскорость), мм/с |
Фамилия ответств. лица и подпись |
||||||||||||||||
|
прием |
выкид |
эл. двигат. |
Насоса |
эл. двигат. |
насоса |
||||||||||||||||||
|
пер. подш. |
зад подш. |
пер подш. |
зад подш. |
корп. |
пер. подш. |
зад. подш. |
пер. подш. |
зад. подш. |
|||||||||||||||
|
В |
Г2 |
О2 |
В |
Г2 |
О2 |
В |
Г2 |
О2 |
В |
Г2 |
О2 |
||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечания
1 - В графе 3 записывается номер и обозначение насосного агрегата, например: магистральный насосный агрегат № 2 -МНА № 2, подпорный насосный агрегат № 3 - ПНА № 3
2 - Для агрегатов, оснащенных многоканальной виброаппаратурой
3 - В графе «вибрация» использованы следующие обозначения направлений измерения: В - вертикальное; Г - горизонтальное; О - осевое.
Приложение Т (обязательное)
Перечень документации технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования НПС и порядок ее ведения
Таблица Т.1
|
Наименование документа |
Срок разработки |
Должность ответственного за ведение документа |
Должность заполняющего документ |
Место хранения документа |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Дефектный акт (Форма см. приложение А) |
после демонтажа, разборки и дефектации |
инженер-механик НПС |
ответственный за производство разборки и дефектации |
у инженера-механика НПС (вместе с формуляром) |
|
График ТО, ремонтов и диагностических контролей оборудования НПС (Форма см. приложение В) |
ежегодно до 1 июля года, предшествующего планируемому |
инженер-механик НПС |
- |
у инженера-механика НПС и главного механика РНУ |
|
Акт сдачи (вывода) оборудования в ремонт (Форма см. приложение Г)
|
при передаче оборудования в ремонт |
инженер-механик НПС |
инженер-механик НПС |
у инженера-механика НПС (вместе с формуляром) |
|
Акт приемки оборудования из ремонта (Форма см. приложение Д) |
после ремонта наладки и обкатки |
инженер-механик НПС |
ответственный за производство ремонта |
у инженера-механика НПС (вместе с формуляром) |
|
Протокол наладки (Форма см. приложение Н) |
после ремонта |
инженер-механик НПС, ответственный за производство ремонта |
ответственный за наладку |
у инженера-механика НПС (вместе с формуляром) |
|
Акт диагностического контроля (Форма см. приложение М) |
после проведения диагностического контроля |
инженер-механик НПС |
ответственный исполнитель диагностического контроля |
у инженера-механика НПС (вместе с формуляром) |
|
Формуляр установленного оборудования и систем (Формы см. приложения Ж, К; форма формуляра запорной арматуры и обратных затворов в соответствии с «Регламентом входного контроля, ТО, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть»; форма паспорта (формуляра) технологических вспомогательных нефтепроводов в соответствии с «Регламентом ведения паспортов на технологические и вспомогательные нефтепроводы ЛПДС (НПС)» ОАО «АК «Транснефть» |
с начала эксплуатации |
инженер-механик НПС |
ответственный за эксплуатацию данного вида оборудования на НПС |
у ответственного за эксплуатацию данного вида оборудования НПС (инженер-механик НПС) |
|
Формуляр дефектоскопического контроля вала насоса (Форма см. приложение Л) |
после проведения дефектоскопического контроля |
инженер-механик НПС, дефектоскопист |
ответственный исполнитель дефектоскопического контроля |
у инженера-механика НПС (вместе с формуляром насоса) |
|
Журнал осмотров механо-технологического оборудования НПС (Форма см. приложение П) |
|
заместитель начальника НПС |
дежурный персонал НПС, заместитель начальника НПС, инженер-механик НПС, начальник НПС |
на рабочем месте дежурного персонала НПС |
|
Табель технологического резерва запасных частей оборудования НПС |
ежегодно до 20 января |
главный механик РНУ |
- |
у главного механика РНУ и у инженера-механика НПС |
|
Табель аварийного запаса оборудования и материалов на НПС (Форма в соответствии с «Положением о формировании и использовании аварийного запаса оборудования и материалов на предприятиях системы ОАО «АК «Транснефть») |
ежегодно до 20 января |
главный специалист соответствующей службы ОАО МН |
Зам.начальника НПС; ответственный за промышленную безопасность |
у главных специалистов ОАО МН и начальника НПС |
|
Журнал результатов осмотров аварийного запаса (Форма в соответствии с «Положением о формировании и использовании аварийного запаса оборудования и материалов на предприятиях системы ОАО «АК «Транснефть») |
с начала эксплуатации НПС |
заместитель начальника НПС |
Зам. начальника НПС |
у заместителя начальника НПС |
|
Журнал учета отказов и неисправностей основного механо-технологического оборудования НПС (Форма см. приложение Р) |
с начала эксплуатации НПС |
инженер-механик НПС |
инженер-механик НПС и оператор, (после окончания расследования и утверждения акта) |
у инженера-механика НПС |
|
Журнал регистрируемых параметров НА (Форма см. приложение С) |
с начала эксплуатации НПС |
оператор НПС |
оператор НПС каждые 2 ч. |
на рабочем месте оператора НПС |
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Приложение У (обязательное)
Зазоры в щелевых уплотнениях ротора насоса
Рисунок У.1 – Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа НМ 10000 – НМ 1250, 16НД 10×1, 20НДсН
Таблица У.1
|
Тип насоса |
Величина зазора, мм |
||
|
А (между валом и вкладышем подшипника) |
Б (между защитной втулкой и втулкой корпуса) |
В (между рабочим колесом и уплотнительным кольцом) |
|
|
НМ 10000–210 |
0,12–0,21 |
0,40–0,50 |
0,25–0,33 |
|
НМ 7000–210 |
0,12–0,21 |
0,40–0,50 |
0,25–0,33 |
|
НМ 5000–210 |
0,08–0,16 |
0,25–0,38 |
0,25–0,33 |
|
НМ 3600–230 |
0,08–0,16 |
0,25–0,32 |
0,25–0,33 |
|
НМ 2500–230 |
0,08–0,16 |
0,25–0,50 |
0,25–0,33 |
|
НМ 1250–260 |
0,08–0,16 |
0,40–0,50 |
0,25–0,33 |
|
16НД 10×1 |
0,08–0,16 |
0,20–0,29 |
0,20–0,30 |
|
20НДсН |
– |
0,40–0,50 |
0,32–0,45 |
Рисунок У.2 – Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа НМ 125 – НМ 710 (секционных)
Таблица У.2
|
Тип насоса |
Величина зазора, мм |
||||
|
А (между валом и вкладышем подшипника) |
Б (между защитной втулкой и втулкой уплотнительной крышки всасывания) |
В (между колесом и уплотнительным кольцом) |
Г (между втулкой вала и кольцом уплотнительным направляющего аппарата) |
Д (между втулкой разгрузочной и втулкой корпуса уплотнения) |
|
|
НМ 125–550- НМ 710–280 |
0,10–0,18 |
0,8–1,2 |
0,25–0,30 |
0,25–0,30 |
0,25–0,50 |
Рисунок У.3 – Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа НПВ
Таблица У.3
|
Тип насоса |
Величина зазора, мм |
||||
|
А (между втулкой вала и втулкой крестовины) |
Б (между рабочим колесом и кольцом уплотнительным) |
В (между втулкой вала и втулкой канала переводного) |
Г (между втулкой вала и вкладышем подшипника) |
Д (между втулкой вала и втулкой гильзы) |
|
|
НПВ 1250–60 |
0,06–0,10 |
0,25–0,37 |
0,25–0,35 |
0,10–0,17 |
0,25–0,35 |
|
НПВ 2500–80 |
0,06–0,10 |
0,25–0,37 |
0,25–0,35 |
0,10–0,17 |
0,25–0,35 |
|
НПВ 3600–90 |
0,17–0,22 |
0,25–0,37 |
0,25–0,35 |
0,18–0,22 |
0,25–0,35 |
|
НПВ 5000–120 |
0,17–0,22 |
0,25–0,37 |
0,25–0,35 |
0,18–0,22 |
0,25–0,35 |
Таблица У.4 – Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа 26 QLCM/2
|
Между какими деталями указывается зазор |
Величина зазора, мм |
|
Между корпусом первой ступени и сменными кольцами рабочего колеса |
0,6–0,8 |
|
Между средней частью корпуса и сменными кольцами рабочего колеса |
0,8–1,0 |
|
Между валом первой ступени и подшипником всасывающего раструба (нижнего и верхнего) |
0,345–0,485 |
|
Между валом первой ступени и подшипником скольжения корпуса |
0,345–0,485 |
|
Между валом первой ступени и защитной втулкой |
Приблизительно 2 |
|
Между промежуточным валом и промежуточным подшипником корпуса |
0,345–0,485 |
|
Между втулкой промежуточного вала и уплотнительной втулкой |
0,230–0,333 |
|
Между втулкой промежуточного вала и защитной втулкой механического уплотнения |
0,8–1,0 |
Таблица У.5 – Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа 14Н-12×2
|
Между какими деталями указывается зазор |
Величина зазора, мм |
|
Между валом и вкладышем подшипника скольжения |
0,08–0,16 |
|
Между деталями лабиринтных уплотнений |
0,25–0,48 |
|
Между защитной втулкой рабочего колеса и уплотняющим кольцом |
0,345–0,485 |
Таблица У.6 - Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа НГПН 3600-120
|
Между какими деталями указывается зазор |
Величина зазора, мм |
|
Между втулкой вала и вкладышем гидростатического подшипника |
0,30-0,36 |
|
Между сводом рабочего колеса и уплотняющим кольцом |
0,40-0,50 |
Таблица У.7 - Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов НМ 1250-400, НМ 500-800 (см. рисунок У.2)
|
Тип насоса |
Величина зазора, мм |
||
|
А |
В |
Г |
|
|
НМ 1250-400 |
0,12-0,21 |
0,23-0,28 |
0,20-0,25 |
|
НМ 500-800 |
0,12-0,21 |
0,25-0,30 |
0,25-0,29 |
Приложение Ф (обязательное)
Особенности технического обслуживания и ремонта муфт магистральных, подпорных и вспомогательных насосных агрегатов
Ф.1 Зубчатые муфты магистральных, подпорных насосных агрегатов
Зубчатые муфты относятся к типу жестких компенсирующих и допускают небольшие продольные, поперечные и угловые смещения одного вала относительно другого.
Допускаемые смещения валов при центровке двигателя с насосом:
радиальное – не более 0,03 мм;
торцовое – не более 0,03 мм.
Передача вращения в зубчатых муфтах происходит через зубчатое зацепление, находящееся в масляной ванне.
Наибольшему износу в этих муфтах подвергаются зубья. На них появляются заусенцы и вмятины, которые устраняют при ремонтах запиловкой с проверкой зубьев по шаблону.
Контакт между зубьями в зацеплении определяют визуально по пятну приработки на зубьях. Пятно контакта должно располагаться симметрично относительно концов зуба и занимать не менее 70 % его поверхности. Зазоры в зацеплении зубчатой муфты проверяют щупом. Они должны соответствовать чертежу и паспорту на изделие.
Смена смазки зубчатых муфт проводится при текущем ремонте.
Ф.2 Упругие пластинчатые муфты магистральных, подпорных насосных агрегатов
Муфта упругая пластинчатая (МУП) представляет собой жесткое на кручение цельнометаллическое устройство, обладающее способностью передавать без люфта вращающий момент и компенсировать осевые, угловые и радиальные смещения соединяемых валов.
Основными передаточными элементами в муфте являются многослойные пакеты.
Допускаемые смещения валов при центровке двигателя с насосом:
радиальное – 0,03 мм;
торцевое – 0,03 мм.
Монтаж муфты проводится согласно требованиям, приведенным в паспорте муфты. При сборке муфты необходимо следить, чтобы все надписи и маркировка муфты находились на одной линии. Муфта отбалансирована только по данной линии.
Во время плановых остановок проверяется затяжка болтовых соединений и состояние периферийных элементов в пакетах.
В процессе ремонта на разобранной муфте проверяется состояние призонных болтов, шпоночных соединений и посадка полумуфт на валах. При монтаже необходимо обратить особое внимание на посадку конической полумуфты на насос, проверить прилегание конусов по краске. Прилегание должно быть не менее 75 %. Также проверяется состояние упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклостей.
Ф.3 Пальцевые муфты типа МУВП вспомогательных насосных агрегатов
Пальцевые муфты относятся к типу упругодемпфирующих. Наиболее быстро изнашивающимися деталями являются соединительные пальцы, которые подвергаются ревизии. Металлический конец каждого пальца должен плотно (без зазора) входить в отверстие одной полумуфты, а противоположный конец своей эластичной частью свободно (с зазором до 1-1,5 мм) – в отверстие другой полумуфты.
Для проверки наличия зазора смещают одну полумуфту по отношению к другой до упора пальцев в стенках отверстий. При этом одновременно проверяют, чтобы все пальцы находились с ними в контакте. Не допускается зазор между эластичной втулкой и пальцами. Эластичные втулки подлежат замене при выработке более 2 мм по диаметру.
Осевой зазор, т.е. расстояние между полумуфтами, составляет 5-6 мм.
Рекомендуемые значения допустимых смещений валов при центровке двигателя с насосом приведены в таблице Ф.1.
Таблица Ф.1 - Рекомендуемые значения допустимых смещений валов
|
Наружный диаметр полумуфты, мм |
Частота вращения n, об/мин |
|||||
|
n < 500 об/мин |
n = 500-1500 об/мин |
n = 1500-3000об/мин |
||||
|
Смещение валов, не более |
Смещение валов, не более |
Смещение валов, не более |
||||
|
торцевое, мм |
радиальное, мм |
торцевое, мм |
радиальное, мм |
торцевое, мм |
радиальное, мм |
|
|
До 100 |
0,05 |
0,08 |
0,04 |
0,06 |
0,03 |
0,05 |
|
100–200 |
0,08 |
0,09 |
0,05 |
0,08 |
0,04 |
0,06 |
|
200–400 |
0,12 |
0,15 |
0,10 |
0,12 |
0,08 |
0,09 |
|
400–500 |
0,20 |
0,20 |
0,16 |
0,18 |
0,12 |
0,15 |
Ф.4 Гидромуфты
Гидромуфта предназначена для плавного пуска, остановки магистрального насоса и регулирования (ограничения) давления в магистральном нефтепроводе изменением частоты вращения насоса.
Во время работы гидромуфты необходимо контролировать:
- уровень масла в маслобаке, который должен находиться посередине между отметками «макс» и «мин» маслоуказательного стекла. Уровень в маслобаке при работе гидромуфты изменяется. Чем больше загрузка гидромуфты, тем больше масла находится в рабочем пространстве, а значит уровень масла в маслобаке будет меньше и наоборот. При максимальной нагрузке гидромуфты уровень масла в маслобаке должен находиться у отметки «мин» маслоуказательного стекла, но не ниже ее. При минимальной нагрузке гидромуфты уровень масла в маслобаке должен находиться у отметки «макс» маслоуказательного стекла, но не выше ее;
- температуру масла до маслоохладителя;
- температуру масла после маслоохладителя;
- давление масла;
- перепад давления на масляном фильтре. Если перепад давления на масляном фильтре превысит допустимое значение, указанное в паспорте, его необходимо вывести в ремонт для очистки.
При эксплуатации гидромуфты периодически (по графику) должен проводиться контроль качества масла:
- ежемесячно - на отсутствие механических загрязнений и влаги. При необходимости масло заменить;
- ежегодно - на старение. Масло подлежит замене, если кислотное число превышает 0,3 мг КОН/г или содержание влаги более 0,05 %.
Проба масла отбирается из дренажа, расположенного в нижней части корпуса маслоохладителя со стороны подвижной трубной решетки.
В случае нестабильной работы гидромуфты проверяется работоспособность трубопровода выпуска воздуха и охладители масла.
При увеличении уровня в масляном баке проверяется масло на содержание влаги.
Через 7 лет эксплуатации проводится ревизия, которая включает в себя разборку гидромуфты по горизонтальной плоскости оси вала, составление дефектной ведомости. Изношенные детали и узлы заменяются или ремонтируются.
Приложение Х (обязательное)
Требования по контролю за техническим состоянием уплотнительных материалов
Х.1 Паронитовые уплотнения
Поверхность прокладок из паронита проверяют визуально, она должна быть ровной и гладкой без разрывов, складок, задиров и надломов. Допускается незначительная ворсистость и незначительная непрокрашенность асбеста на поверхности и по кромкам.
По физико-механическим показателям листы паронита должны соответствовать нормам, указанным в ГОСТ 481 и ГОСТ 24039. Паронитовые уплотнения, физико-механические показатели которых не соответствуют нормам, эксплуатации не подлежат. Прокладки из паронита не могут использоваться повторно, т.к. со временем паронит теряет свои свойства.
Х.2 Сальниковые уплотнения
Внешний вид и структуру набивки проверяют визуально. Поверхность набивок не должна иметь местных утолщений, неровностей, повреждений оплетки, на ней не должно быть выступающих оборванных нитей. Затяжка крепежа сальниковых уплотнений должна обеспечить герметичность оборудования на всех режимах его работы, включая гидроиспытания. В случае, если такая подтяжка невозможна, необходимо заменить сальниковое уплотнение. По физико-механическим показателям набивка должна соответствовать нормам, указанным в ГОСТ 5152. Сальниковые уплотнения, физико-механические показатели которых не соответствуют нормам, эксплуатации не подлежат. Сальниковые уплотнения не могут использоваться повторно, т.к. со временем сальниковые уплотнения изнашиваются и происходит потеря герметичности.
Х.3 Резиновые кольца
Поверхность резиновых колец должна быть гладкой, без трещин и пузырей. На поверхности уплотнений допускаются отклонения, размеры которых не превышают указанных в ГОСТ 18829. Для колец, имеющих объем менее 800 мм3 допускается увеличение набухания на 20 %. Физико-механические показатели резины, применяемой для изготовления колец, должны соответствовать указанным в ГОСТ 18829. Резиновые кольца, физико-механические показатели которых не соответствуют нормам, эксплуатации не подлежат. Резиновые кольца не могут использоваться повторно, т.к. со временем резина теряет свои свойства.
Х.4 Прокладки из ленты уплотнительной фланцевой «ИЛЬМА» ТУ 5728-003-48948122-98
Предназначена для герметизации неподвижных разъемных соединений. Лента изготавливается из графитовой фольги или на основе графитовой фольги.
Целостность прокладки проверяется визуально. Поверхность ленты должна быть без надрывов, задиров и посторонних включений. Лента не должна расслаиваться и крошиться. Допускается незначительная ворсистость по краям ленты. Допускается наличие равномерно распределенных по поверхности ленты вмятин диаметром не более 3 мм, глубиной не более половины толщины ленты и суммарной площадью не более 3 % общей площади уплотнительных поверхностей ленты.
Приложение Ц (Исключено, Изм. № 1).
Приложение Ш (обязательное)
Порядок контроля осадки фундаментов
Ш.1 Контроль осадок фундаментов проводится относительно имеющихся на НПС исходных реперов (геодезических знаков, закрепляющих пункт нивелирной сети).
Ш.2 Подготовка к измерениям
Ш.2.1 Перед началом измерений вертикальных перемещений необходимо проверить наличие или установить - деформационные марки (размещаемые на фундаментах или элементах конструкций, для которых определяются вертикальные перемещения).
Каждая марка должна иметь номер, под которым в дальнейшем записываются все наблюдения, относящиеся к данной марке (эксплуатирующая организация должна следить за сохранностью деформационных марок). Для удобства наблюдений и обработки измерений нумерация марок на каждом фундаменте принимается по однотипной схеме и начинается с номера 1 с возрастанием нумерации по часовой стрелке. При записи наблюдений номер марки сопровождается сокращенным наименованием здания и оборудования.
Ш.2.2 Деформационные марки для определения вертикальных перемещений устанавливаются в нижней части несущих конструкций.
Ш.2.3 Конкретное расположение деформационных марок, а также конструкции марок может изменить организация, выполняющая измерения, по согласованию с проектной, строительной или эксплуатирующей организацией, учитывая конструктивные особенности (форму, размеры, жесткость) фундамента, статические и динамические нагрузки на отдельные его части, ожидаемую величину осадки и ее неравномерность, инженерно-геологические и гидрогеологические условия строительной площадки, особенности эксплуатации. Конструкции деформационных марок должны обеспечивать ее долговременную сохранность и устойчивость.
Ш.3 Проведение измерений
Ш.3.1 Осадки фундаментов измеряются методом геометрического нивелирования. Геометрическое нивелирование реперов и марок производится высокоточными нивелирами Н-05 и им подобными по точности 3 и инварными штриховыми рейками РН-05, подвесными рейками с инварной шкалой, а также рейками из алюминиевого корпуса с инварной полосой.
Ш.3.1.1 Нивелирование деформационных марок проводятся короткими лучами от 2,0 до 25 м при соблюдении равенства расстояний от инструмента до реек двойным горизонтом.
Ш.3.1.2 Передача отметки на марки производится от ближайшего исходного репера.
Ш.3.1.3 Для получения равноценных материалов и исключения влияния сезонного колебания отметок глубинных реперов и марок, а также упрощения последующего анализа материалов при годовых циклах, необходимо производить измерения в одни и те же сроки или с незначительными отклонениями по времени от установленной даты наблюдений (до месяца), а при полугодовых циклах для правильного анализа осадки сравнивать, кроме того, соответствующие сезонные измерения (лето - лето, зима - зима).
Библиография
[1] ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля. Госгортехнадзор России, 2002.
[2] РД 153-39.4Р-124-02 Положение о порядке технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН
[3] ТУ 3666-068-00147105-2003 Комплекс виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистрального насосного агрегата НМ. -Уфа: ИПТЭР, 2003
[4] Руководство по монтажу и эксплуатации компенсаторов вспомогательных трубопроводов МНА 1869.000.РЭ. -Уфа: ИПТЭР, 2004
[5] Положение о техническом обследовании, ремонте и диагностировании ВКС МНА. -Уфа: ИПТЭР, 2004
[6] Муфта. Руководство по монтажу и технической эксплуатации 1868.000.РЭ. -Уфа: ИПТЭР, 1997
[7] Паспорт ВКС МНА 23333.11.1834.00.000 ПС ВКС. -Уфа: ИПТЭР, 2003
[8] Программа и методика приемосдаточных испытаний 2333.11.1834.00.000 ПМ (ВКС), Программа и методика контрольных испытаний (проверок) 2333.11.1834.00.000 ПМ КИ (ВКС), Ресурс и срок эксплуатации 2333.11.1834.00.000 РСЭ (ВКС НМ). Условия и требования безопасной эксплуатации 2333.11.1834.00.000 УТБЭ. -Уфа: ИПТЭР, 2003
[9] РД 153-39ТН-010-96 Дефектоскопия валов магистральных нефтяных насосов. Методика и технология. - Уфа: ИПТЭР, 1997
[10] РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов НПС магистральных нефтепроводов. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989
[11] РД 153-39.4Р-145-2003 Методика оценки технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозирования безопасного срока их эксплуатации.
[12] РД 153-39.4Р-067-04 Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов
[13] ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.
[14] РД 153-39.4Р-118-02 Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов
[15] РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. - Уфа: Транстек, 1998
[16] ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. ГУГПС, ВНИИПО, МИПБ МВД России, 2003
[17] ВППБ 01-05-99. МНП Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть». Утв. ОАО «АК Транснефть, приказ от 17.05.99
[18] РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
[19] РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 2001
[20] ПБ 03-582-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах
[21] Правила технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест. - М.: Стройиздат, 1979
[22] Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами. - М.: Стройиздат, 1985
[23] Правила технической эксплуатации систем и сооружений коммунального водоснабжения и канализации. - М.: Госстрой России, 1999
[24] ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Госгортехнадзор России, 1999.
[25] РД 03-484-02. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах.
[26] РД 153-39.4-087-01 Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. Утв. ОАО «АК «Транснефть», приказ № 82 от 12.09.2001.
[27] РД 09-364-00 Типовая инструкция по организации проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах. Госгортехнадзор России, 2000
[28] Инструкция о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах НП. Госгортехнадзор России, 1997
[29] ПОТ РО-14000-002-98 Обеспечение безопасности производственного оборудования. - М.: Инженерный Центр обеспечения безопасности в промышленности, 1998
[30] ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
[31] Правила безопасности при эксплуатации МН. - М.: Недра, 1989
[32] ПБ 08-183-98 Порядок оформления и хранения документации подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного рабочего давления при эксплуатации объекта магистрального трубопровода
[33] ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Утв. Госгортехнадзором России 11.06.2003 № 91
[34] ПОТ РО-14000-004-98 Положение. Техническая эксплуатация промышленных зданий и сооружений. Утв. Департаментом экономики машиностроения Министерства экономики РФ 12.02.1998
[35] РД 39-30-39-78 Методика гидравлического расчета подводящих нефтепроводов подпорных насосов НПС с резервуарными парками. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978.
СОДЕРЖАНИЕ
1 Область применения
2 Нормативные ссылки
3 Термины и определения
4 Обозначения и сокращения
5 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС
6 Техническое обслуживание и ремонт магистральных, подпорных и вспомогательных насосов
7 Техническое обслуживание и ремонт арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов
8 Техническое обслуживание и ремонт технологических, вспомогательных нефтепроводов и технических устройств нпс
9 Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных систем
10 Техническое обслуживание и ремонт вспомогательных систем
11 Техническое обслуживание и ремонт систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений
12 Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений. Техническое обслуживание и техническое освидетельствование грузоподъемных механизмов
13 Техническое освидетельствование механо-технологического оборудования НПС
14 Контроль работоспособности оборудования по вибрационным параметрам
15 Определение показателей надежности оборудования нпс
16 Нормативы технического обслуживания и ремонта оборудования НПС
17 Техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений законсервированных или временно выведенных из эксплуатации нпс
18 требования безопасности при эксплуатации и ремонте механо-технологического оборудования НПС
Приложение А (обязательное)
Приложение Б (обязательное)
Приложение В (обязательное)
Приложение Г (обязательное)
Приложение Д (обязательное)
Приложение Ж (обязательное)
Приложение К (обязательное)
Приложение Л (обязательное)
Приложение М (обязательное)
Приложение Н (обязательное)
Приложение П (обязательное)
Приложение Р (обязательное)
Приложение С (обязательное)
Приложение Т (обязательное)
Приложение У (обязательное)
Приложение Ф (обязательное)
Приложение Х (обязательное)
Приложение Ц (обязательное)
Приложение Ш (обязательное)
Библиография