При вводе объекта в эксплуатацию обязательно освидетельствование НПС представителями пожарной охраны и местных служб Госгортехнадзора. Изменение категории электроснабжения при вводе НПС в эксплуатацию согласовывается с представителями энергосетей района. После подконтрольной эксплуатации НПС составляется акт о приемке ее в эксплуатацию.

13. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ МЕХАНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС

13.1. Эксплуатация, ремонт, монтаж оборудования объектов магистральных нефтепроводов, проведение технического диагностирования и контроля оборудования неразрушающими методами контроля должны производиться организациями, имеющими специальное разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на проведение указанных видов деятельности. Выдача лицензий производится в порядке, установленном "Положением о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов) и работ, а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами" от 03.07.93 регистр. № 296.

13.2. Эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт оборудования нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов следует проводить в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [ ], «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [ ], «Правил пожарной безопасности при эксплуата ции магистральных нефтепродуктопроводов» , «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» и настоящего Руководства.

13.3. Ответственность за проведение ремонтных работ и диагностических контролей оборудования НПС несут руководители объектов. На выполнение всех видов работ должен быть оформлен наряд-допуск.

13.4. Работники ремонтных цехов и участков должны обеспечиваться согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты (СИЗ), спецодеждой, спецпитанием. Выдаваемые спецодежда и спецобувь должны отвечать требованиям .

13.5. Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных помещений и на территории НПС должны соответствовать значениям, указанным в . Зоны с уровнем звука или эквивалентным уровнем звука выше 85 дБ должны быть обозначены знаками безопасности по . Работающих в этих зонах необходимо обеспечивать СИЗ по ГОСТ 12.4.051-87 .

13.6. Уровни вибрации на рабочих местах не должны превышать значений, указанных в .

13.7. Освещенность территории НПС, а также освещенность внутри производственных помещений в любом месте должна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасность проведения ремонтных работ. Переносные ручные светильники должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В. Применение для переносного освещения люминесцентных ламп, не укрепленных на жестких опорах, запрещается.

13.8. Подъемно-транспортные машины и механизмы, применяемые при ремонте оборудования НПС, следует эксплуатировать в соответствии с требованиями , ПБ-10-14-92 .

13.9. Механизмы и приспособления, используемые при ремонте, должны подвергаться периодическим испытаниям. Перечень механизмов и приспособлений, периодичность и вид испытаний должны быть определены руководителями соответствующих служб и утверждены главным инженером РНУ.

Используемые при проведении ремонтных работ и диагностических проверок зарубежные приборы, оборудование, инструменты должны иметь разрешение на применение, выданное Госгортехнадзором России в порядке, установленном РД 08-59-94 «Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям и серийному выпуску нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России» от 21.03.94.

13.10. Вентиляционные установки производственных помещений должны быть в исправном состоянии и работать по схемам автоматического или дистанционного управления и резервирования. В случае выхода из строя или неэффективной работы вентиляции работы проводить нельзя.

13.11. Система контроля воздушной среды должна выдавать сигнал при концентрации нефтяных паров и газов, соответствующей 20 % их нижнего предела воспламенения. Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигнал с выходом на диспетчерский пункт и по месту установки датчиков, находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц.

13.12. Для проведения временных огневых работ во взрывопожароопасных и пожароопасных помещениях (объектах) во всех случаях оформляется наряд-допуск, который предусматривает весь объем работ в течение указанного в нем срока. Перед началом, после каждого перерыва и во время проведения огневых работ периодически (не реже чем через 1 час) необходимо осуществлять контроль за состоянием окружающей среды в опасной зоне вблизи оборудования, на котором проводятся указанные работы, в опасной зоне производственного помещения (территории) при помощи переносных газоанализаторов.

13.13. При остановке насосного агрегата для производства ремонта (кратковременного технического осмотра) необходимо вывесить плакаты с надписью «Не включать, работают люди!» на обесточенном электроприводе, пусковом устройстве и закрытых задвижках на выходе (входе) нефти из насоса, снять предохранители.

При остановке насосов в автоматизированных насосных в случае несрабатывания автоматики задвижки на всасывающем и нагнетательном трубопроводах следует немедленно закрыть вручную.

13.14. При ремонте насосов со вскрытием в действующей насосной электроприводы задвижек должны быть обесточены, иметь механическую блокировку (механический запор) привода против их случайного открытия. Работы допускается выполнять только искробезопасным (обмедненным, из бериллиевой бронзы и др.) инструментом.

13.15. При ремонте насосных агрегатов, связанном с демонтажом диафрагмы между насосным залом и электрозалом или при снятии промежуточного вала «окно» между залами должно быть закрыто. При монтаже промежуточного вала или диафрагмы, выполняемом без остановки работающих насосов, в рабочей зоне должен осуществляться дополнительный контроль состояния окружающей среды переносными газоанализаторами.

13.16. Пуск в работу основных и подпорных насосных агрегатов без включения на НПС соответствующих защит запрещается.

13.17. Запрещается пуск вводимых в эксплуатацию новых, после капитального ремонта и неэксплуатируемых более 6 месяцев основных и подпорных насосных агрегатов нефтепроводов без проверки исправности контрольно-измерительной аппаратуры.

Проверку срабатывания установок систем блокирования и автоматических защит на заданное значение необходимо проводить согласно графику, утвержденному главным инженером РНУ и регистрировать в журналах.

13.19. Контрольно-измерительные приборы средств автоматического управления и защит оборудования НПС должны иметь пределы измерения, соответствующие диапазону контролируемых технических и технологических параметров.

13.20. При выполнении ремонтных работ в помещениях манифольдных, узлов регулирования давления и колодцах их следует систематически очищать от замазученности и проверять на отсутствие взрывоопасных концентраций паров и газов.

Задвижки, расположенные в колодцах, камерах и траншеях, должны иметь удобные приводы, позволяющие открывать (закрывать) их без спуска обслуживающего персонала в колодец или траншею.

13.21. Применяемый при ремонтных работах и техническом обслуживании инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр; ударный и режущий инструмент при применении необходимо смазывать консистентными смазками после каждого разового применения.

13.22. Открытие и закрытие емкостных задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов.

В случае замерзания арматуры емкостей для ее разогревания должны применяться водяной пар или горячая вода.

13.23. На время выполнения ремонтных работ с применением открытого огня на производственной территории должен быть установлен пожарный пост из работников объектовой пожарной охраны и увеличено число средств пожаротушения.

Безопасный способ выполнения огневых работ в емкостях (кроме водяных) может быть применен после их дегазации при помощи специальной вентиляционной установки. Проводить огневые работы разрешается только после взятия анализа воздуха внутри емкости и лабораторного подтверждения его безопасности для выполнения этих работ.

По окончании огневых работ место их проведения должно быть тщательно проверено и очищено от раскаленных огарков, окалины и тлеющих предметов, а при необходимости полито водой.

13.24. Эксплуатация и ремонт котлов, пароподогревателей и экономайзеров должны производиться в соответствии с требованиями [, , ].

Перед осмотром и ремонтом элементов, работающих под давлением, при наличии опасности ожога людей паром или водой котел должен быть отделен от всех трубопроводов заглушками или отсоединен; отсоединенные трубопроводы также должны быть заглушены.

На вентилях, задвижках и заслонках при отключении соответствующих участков трубо-, паро-, газопроводов и газоходов, а также на пусковых устройствах дымососов, дутьевых вентиляторов и питателях топлива должны быть вывешены плакаты «Не включать, работают люди!». При этом у пусковых устройств указанного оборудования должны быть сняты плавкие вставки.

13.25. При производстве работ по консервации необходимо соблюдать требования , методических указаний Минздрава России, при использовании ингибиторов коррозии - санитарных норм .

13.26. При ремонте механо-технологического оборудования должны приниматься меры для предупреждения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду. Необходимо строго соблюдать закон РФ «Об охране окружающей природной среды» от 19.12.91, выполнять требования действующей нормативно-правовой и методической документации, своевременно ликвидировать последствия загрязнений.

ПЕРЕЧЕНЬ
нормативно-технических документов, использованных при разработке настоящего РД

1. РД 39-0147103-342-89. Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов НПС магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

2. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний.

3. РД 153-39ТН-010-96. Дефектоскопия валов магистральных нефтяных насосов. Методика и технология. - Уфа: ИПТЭР, 1997.

4. Е. Задвижки на условное давление Ру 25 МПа (250 кгс/см 2). Общие технические условия.

5. . Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.

6. ГОСТ 1770-74Е. Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Технические условия.

7. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов. - М.: Металлургия, 1973.

8. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. - М.: НПО ОБТ, 1993.

9. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. - М.: НПО ОБТ, 1994.

10. РД 3415.027-93. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РММ-1с-93). - М.: НПО ОБТ, 1994.

11. . Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давление трубопроводов пара и горячей воды. - М.: НПО ОБТ, 1994.

12. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и нефтепродуктопроводов под давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

13. Инструкция на технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением переукладкой в новую траншею. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

14. . Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством.

15. Правила технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест. - М.: Стройиздат, 1979.

16. Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами. - М.: Стройиздат, 1985.

17. . ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования.

18. ГОСТ 23216-78. Изделия электротехнические. Общие требования к хранению, транспортированию, временной противокоррозионной защите и упаковке.

19. РД 39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1979.

20. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1989.

21. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. - Корпорация «Роснефтегаз», компания «Транснефть», 1992.

22. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. - М.: НПО ОБТ, 1994.

23. . ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

24. . ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

25. . ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

26. ГОСТ 12.4.051-87. ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов слуха. Общие технические требования и методы испытаний.

27. . ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.

28. . Техника безопасности в строительстве.

29. ПБ-10-14-92. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. - М.: НПО ОБТ, 1994.

30. . ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

31. . Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. - М.: Госстройиздат, 1972.

32. ППБ-01-93. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

33. ТУ 39-00147105-01-96. Комплекс виброизолирующей ком пенсирующей системы (ВКС) магистрального агрегата НМ. Технические условия на установку и приемку.

34. ЕИМА.302661.012.ТО. Патрубок компенсационный. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Северодвинск. ПО «Севмаш», 1993.

35. 1683.500 ПС, 1683.600 ПС, 1655.000 ПС, 1652.000 ПС, 1683.000 ПС, 1688.000 ПС. Паспорт и инструкция по монтажу муфты упругой компенсирующей УКМ агрегатов 16НД10х1, 14Н12х2, НМ 500-300, НМ 1250-260, НМ 3600-230 (НМ 7000-210), НМ 10000-210 соответственно. Уфа, ИПТЭР, 1995-97 г.г.

36. Инструкция по применению сварных резино-металлических амортизаторов арочного типа на кораблях. Выпуск 9406, ДСП.

37. Инструкция по применению сварных резино-металлических амортизаторов арочного типа АПМ на кораблях. Выпуск 11789, ДСП.

38. ЕИМА.304242.007 ПС. Амортизатор АГП-2,1. Паспорт, Инструкция по монтажу и эксплуатации. Северодвинск. ПО «Севмаш», 1992 г.

39. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С). НПО ОБТ, Москва, 1992.

40. Правила технической эксплуатации коммунальных отопительных котельных. НПО ОБТ, Москва, 1992.

41. . Типовые технические условия на ремонт паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. Утв. Госгортехнадзором РФ 4.07.94 г.

42. . Методические указания по обследованию предприятий, эксплуатирующих паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды. Постановление Госгортехнадзора России от 30.12.92 № 39 НПО ОБТ, Москва, 1993.

43. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. Согл. с Госгортехнадзором России 15.06.92.

44. А-27750. Котлы водогрейные. Инструкция по техническому диагностированию. Разраб. НПО ЦНТИ, Дорогобужский котельный завод.

45. Положение о порядке продления сроков службы сосудов на энергопредприятиях Минтопэнерго РФ. Согласовано с Госгортехнадзором России 09.02.93 г.

46. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. Разраб.: Центрхиммаш. Соглас. с Госгортехнадзором России 05.04.93 г.

Вибрация насосных агрегатов в основном низко- и средне-частотная гидроаэродинамического происхождения. Уровень вибрации по данным обследования некоторых НПС превышает санитарные нормы в 1-5,9 раза (табл. 29).

При распространении вибрации по конструктивным элемен­там агрегатов, когда собственные частоты вибрации отдельных деталей оказываются близкими и равными частотам основ­ного тока или его гармоник, возникают резонансные колебания г угрожающие целостности некоторых узлов и деталей, в част­ности радиально-упорного подшипника качения и маслопрово­дов опорных подшипников скольжения. Одно из средств умень­шения вибрации - увеличение потерь на неупругое сопротив­ление, т. е. нанесение на корпус насоса и электродвигателя

Марка агрегата

24НД-14Х1 НМ7000-210

1,9-3,1 1,8-5,9 1,6-2,7

АТД-2500/АЗП-2000

АЗП-2500/6000

Примечание. Частота вращения 3000 об/мин.

Зибропоглощающего покрытия, например мастики ШВИМ-18. Источник низкочастотной механической вибрации агрегатов на фундаменте - сила дисбаланса и величина несоосности валов насоса и двигателя, частота которой кратна частоте вращения валов, деленной на 60. Вибрация, вызванная несоосностью ва­лов, приводит к увеличенным нагрузкам на валы и подшип­ники скольжения, их нагреву и разрушению, расшатыванию ма­шин на фундаменте, срезанию анкерных болтов, а в ряде слу­чаев- к нарушению взрывопроницаемости электродвигателя. На НПС для снижения амплитуд вибрации валов и увеличения нормативного межремонтного периода баббитовых подшипни­ков скольжения до 7000 мото-ч применяют стальные калибро­ванные прокладочные листы, устанавливаемые в разъемах кры­шек подшипников для выбора зазора износа.

Снижение механической вибрации достигается тщательной балансировкой и центровкой валов, своевременной заменой из­носившихся деталей и устранением предельных зазоров в под­шипниках.

Система охлаждения должна обеспечивать температуру под­шипников, не превышающую 60 °С. При чрезмерном нагрева­нии сальника насос следует несколько раз остановить и сразу запустить, чтобы масло просочилось через набивку. Отсутствие масла свидетельствует о том, что сальник набит слишком туго и его следует ослабить. При появлении стука насос останавли­вают для выяснения причины этого явления: проверяют смазку, масляные фильтры. При потере давления в системе, превышаю­щего 0,1 МПа, фильтр очищают.

Нагрев подшипников, прекращение поступления смазки, чрезмерная вибрация или ненормальный шум указывают на неполадки в работе насосного агрегата. Его необходимо не­медленно остановить для устранения обнаруженных неполадок. Для остановки одного из насосных агрегатов закрывают за­движку на нагнетательной линии и вентиль на линии гидрораз­грузки, затем включают двигатель. После охлаждения насоса закрывают все вентили трубопроводов, подводящих масло и воду, краны у манометров. При остановке насоса на длитель­ное время для предотвращения коррозии рабочее колесо, уп­лотняющие кольца, защитные гильзы вала, втулки и все детали, -соприкасающиеся с перекачиваемой жидкостью, следует сма­зывать, а сальниковую набивку вынимать.

При эксплуатации насосных агрегатов возможны разные неполадки, которые могут быть вызваны различными причи­нами. Рассмотрим неисправности насосов и способы их уст­ранения.

1. Насос нельзя запустить:

вал насоса, соединенный зубчатой муфтой с валом электро­двигателя, не проворачивается--проверить вручную вращение!зала насоса и электродвигателя в отдельности, правильность сборки зубчатой муфты; если валы отдельно вращаются, та.216

проверить центровку агрегата; проверить работу насоса и провода при их соединении через турбопередачу или редук­тор;

вал насоса, отсоединенный от вала электродвигателя, не проворачивается или туго вращается из-за попадания в насос посторонних предметов, поломки его движущихся частей и сальников, заедания в уплотнительных кольцах - провести осмотр, последовательно устраняя обнаруженные механиче­ские повреждения.

2. Насос пущен, но не подает жидкости или после пуска
подача ее прекращается:

всасывающая способность насоса недостаточна, так как в приемном трубопроводе находится воздух вследствие непол­ного заполнения насоса жидкостью или из-за неплотностей во всасывающем трубопроводе, сальниках - повторить заливку, устранить неплотность;

неправильное вращение вала насоса - обеспечить правиль­ное вращение ротора;

действительная высота всасывания больше допустимой, вследствие несоответствия вязкости, температуры или парци­ального давления паров перекачиваемой жидкости расчетным параметрам установки - обеспечить необходимый подпор.

3. Насос при пуске потребляет большую мощность: ■
открыта задвижка на напорном трубопроводе - закрыть

задвижку на время пуска;

неправильно установлены рабочие колеса - устранить не­правильную сборку;

в уплотнительных кольцах происходит заедание вследствие больших зазоров в подшипниках или в результате смещения ротора - проверить вращение ротора от руки; если ротор вра­щается туго, устранить заедание;

засорена трубка загрузочного устройства - осмотреть и: очистить трубопровод разгрузочного устройства;

в одной из фаз электродвигателя перегорает предохрани­тель- заменить предохранитель.

4. Насос не создает расчетного напора:

понижена частота вращения вала насоса - изменить ча­стоту вращения, проверить двигатель и устранить неисправ­ности;

повреждены или изношены уплотняющие кольца рабочего колеса, входные кромки рабочих лопаток - заменить рабочее колесо и поврежденные детали;

гидравлическое сопротивление нагнетательного трубопро­вода меньше расчетного вследствие разрыва трубопровода, чрезмерного открытия задвижки на нагнетательной или обвод* ной линии - проверить подачу; если она возросла, то закрыть задвижку на обводной линии или прикрыть ее на нагнетатель­ной; устранить разного рода неплотности нагнетательного тру­бопровода;

Плотность перекачиваемой жидкости меньше расчетной, по­вышено содержание воздуха или газов в жидкости - проверить плотность жидкости и герметичность всасывающего трубопро­вода, сальников;

во всасывающем трубопроводе или рабочих органах насоса наблюдается кавитация - проверить фактический кавитацион-ный запас удельной энергии; при заниженном значении его устранить возможность появления кавитационного режима.

5. Подача насоса меньше расчетной:

частота вращения меньше номинальной - изменить частоту вращения, проверить двигатель и устранить неисправности;

высота всасывания больше допустимой, вследствие чего на­сос работает в кавитационном режиме - выполнить работы, указанные в п. 2;

образование воронок на всасывающем трубопроводе, не­достаточно глубоко погруженном в жидкость, вследствие чего с жидкостью поступает воздух - установить отсекатель для ликвидации воронки, повысить уровень жидкости над входным отверстием всасывающего трубопровода;

увеличение сопротивлений в напорном трубопроводе, вслед­ствие чего давление нагнетания насоса превышает расчетное - полностью открыть задвижку на нагнетательной линии, прове­рить все задвижки манифольной системы, линейные задвижки, очистить места засорений;

повреждено или засорено рабочее колесо; увеличены за­зоры в уплотнительных кольцах лабиринтного уплотнения вследствие их износа - очистить рабочее колесо, заменить из­ношенные и поврежденные детали;

через неплотности всасывающего трубопровода или саль­ника проникает воздух - проверить герметичность трубопро­вода, протянуть или сменить набивку сальника.

6. Повышенный расход электроэнергии:

подача насоса выше расчетной, напор меньше вследствие открытия задвижки на перепускной линии, разрыва трубопро­вода или чрезмерного открытия задвижки на нагнетательном трубопроводе - закрыть задвижку на перепускной линии, про­верить герметичность трубопроводной системы или прикрыть задвижку на напорном трубопроводе;

поврежден насос (изношены рабочие колеса, уплотнитель-ные кольца, лабиринтные уплотнения) или двигатель - про­верить насос и двигатель, устранить повреждения.

7. Повышенная вибрация и шум насоса:

подшипники смещены вследствие ослабления их крепления; изношены подшипники - проверить укладку вала и зазоры в подшипниках; в случае отклонения довести величину зазоров до допустимой;

ослаблены крепления всасывающего и нагнетательного тру­бопроводов, фундаментных болтов и задвижек - проверить крепление узлов и устранить недостатки; 218

попадание посторонних предметов в проточную часть - прочистить проточную часть;

нарушена уравновешенность насоса или двигателя вследст­вие искривления валов, неправильной их центровки или экс­центричной установки соединительной муфты - проверить цен­тровку валов и муфты, устранить повреждения;

увеличены износ и люфты в обратных клапанах и задвиж­ках на нагнетательном трубопроводе - устранить люфты;

нарушена балансировка ротора в результате засорения ра­бочего колеса - очистить рабочее колесо и отбалансировать, ротор;

насос работает в кавитационном режиме - уменьшить по­дачу путем прикрытия задвижки на нагнетательной линии, гер­метизировать соединения во всасывающем трубопроводе, уве­личить подпор, уменьшить сопротивление на всасывающем тру­бопроводе.

8. Повышенная температура сальников и подшипников:

нагрев сальников вследствие чрезмерной и неравномерной затяжки, малого радиального зазора между нажимной втулкой и валом, установки втулки с перекосом, заедания или перекоса фонаря сальника, недостаточной подачи уплотнительной жид­кости- ослабить затяжку сальников; если это не даст эффек­та, то разобрать и устранить дефекты монтажа, заменить на­бивку; увеличить подачу уплотнительной жидкости;

нагрев подшипников вследствие слабой циркуляции масла в принудительной системе смазки подшипников, отсутствие вращения колец в подшипниках с кольцевой смазкой, утечка масла и загрязнения - проверить давление в системе смазки, работу масляного насоса и устранить дефект; обеспечить гер­метичность масляной ванны и трубопровода, сменить масло;

нагрев подшипников вследствие неправильной их установки (малы зазоры между вкладышем и валом), износа вкладышей, повышенной затяжки опорных колец, малых зазоров между шайбой и кольцами в упорных подшипниках, задира опорного или упорного подшипника или расплавления баббита - про­верить и устранить дефекты; зачистить задир или заменить подшипник.

Поршневые компрессоры. К деталям, где возможно появле­ние наиболее опасных дефектов, относят валы, шатуны, крейц­копфы, штоки, головки цилиндров, пальцы кривошипов, болты и шпильки. Зоны, в которых наблюдается максимальная кон­центрация напряжений, - резьбы, галтели, поверхности сопря­жений, напрессовки, шейки и щеки колончатых валов, шпоноч­ные пазы.

При эксплуатации рамы (станины) и направляющих про­веряют деформацию их элементов. Вертикальные перемещения, превышающие 0,2 мм, являются признаком неработоспособно­сти компрессора. На поверхности рамы выявляют трещины и контролируют их развитие.

Прилегание к фундаменту рамы, а также любой из направ­ляющих, закрепленных на фундаменте, должно быть не менее Г)0 % периметра их общего стыка. Не реже одного раза в год проверяют горизонтальность положения рамы (отклонение плоскости рамы в любом направлении на длине 1 м не должно превышать 2 мм). На поверхностях скольжения направляющих не должно быть рисок, вмятин, забоин глубиной более 0,3 мм. Для коленчатого вала при эксплуатации контролируют тем­пературу его участков, работающих в режиме трения. Она не должна превышать значений, указанных в инструкции по экс­плуатации.

Для шатунных болтов контролируют их затяг, состояние устройства стопорения и поверхности болта. Признаки нерабо­тоспособности болта следующие: наличие трещин на поверх- " ности, в теле или резьбе болта, коррозии в призонной части болта, срыв или смятие витков резьбы. Суммарная площадь касания должна составлять не менее 50 °/о площади опорного пояса. Пятна касания не должны иметь разрывов, превышаю­щих 25 % длины окружности. При превышении остаточного удлинения болта на 0,2 % от его первоначальной длины болт выбраковывается.

Для крейцкопфа контролируют состояние элементов его соединения со штоком, а также пальца, проверяют зазоры между верхней направляющей и башмаком крейцкопфа. При эксплуатации обращают внимание на состояние внешней по­верхности цилиндра, уплотнение масловодов индикаторных пробок, фланцевых соединений системы водяного охлаждения. Свищи и пропуски газа, воды, масла в корпусе или фланцевых соединениях недопустимы. Температура воды на выходе из водяных рубашек и крышек цилиндров не должна превышать значений, приведенных в инструкции по эксплуатации.

Для поршней подлежит контролю состояние поверхности (в том числе состояние и толщина несущей поверхности поршня скользящего типа), а также фиксация поршня на штоке и за­глушек (у литых поршней) ступени, работающей под давле­нием. Признаки выбраковки поршней следующие: задиры в виде борозд на площади, составляющей более 10 % поверх­ности заливки, наличие участков с отставшим, выплавленным или выкрошенным баббитом, а также трещины с замкнутым контуром. Радиальная трещина слоя заливки не должна сни­жаться до 60 % от первоначальной. Не допускаются наруше­ния фиксации поршневой гайки для заглушек литых поршней, люфт поршня на штоке, неплотности поверхности сварных швов, отрыв днища поршня от ребер жесткости.

Для штоков перед выводом компрессора в ремонт контро­лируют биение штока в пределах поршня ступени, состояние поверхности штока; выявляют задиры или следы наволаки­вания металла уплотнительных элементов на поверхности штока. Не допускаются трещины на поверхности, резьбе или 220

галтелях штока, деформации, срыв или смятие резьбы. При эксплуатации контролируют герметичность уплотнения штока, не оснащенного и оснащенного системой отвода утечек. Пока­затель герметичности уплотнений штоков - содержание газа в контролируемых местах компрессора и помещении, которое не должно превышать значений, допускаемых действующими нормами.

Ежегодно при ремонте проверяют состояние уплотнения штока. Трещины на элементе или поломки его недопустимы. Износ уплотнительного элемента должен составлять не более 30 % его номинальной радиальной толщины, а зазор между штоком и защитным кольцом уплотнения штока с неметалли­ческими уплотннтельными элементами - не более 0,1 мм.

При эксплуатации контроль работоспособности поршневых колец осуществляют по регламентированным давлениям и тем­пературе сжимаемой среды. В цилиндрах не должно отме­чаться усиление шума или стука в цилиндрах. Задиры поверх­ности скольжения колец должны быть менее 10 % окружности. Если радиальный износ кольца в любом его сечении превы­шает 30 % первоначальной толщины, кольцо выбраковывают.

Признаки неработоспособности клапанов следующие: не нормальный стук в клапанных полостях, отклонения давле­ний и температуры сжимаемой среды от регламированных. При контроле состояния клапанов проверяют целостность пла­стин, пружин и наличие трещин в элементах клапана. Пло­щадь проходного сечения клапана в результате загрязнения не должна уменьшаться более чем на 30 % от первоначальной, а плотность - ниже установленных норм.

Поршневые насосы. Цилиндры и их гильзы могут иметь следующие дефекты: износ рабочей поверхности в результате трения, коррозионный и эрозионный износы, трещины, задиры. Величину износа цилиндров определяют после выемки поршня (плунжера) путем замера диаметра расточки в вертикальной и горизонтальной плоскостях по трем сечениям (среднему и двум крайним) с помощью микрометрического штихмаса.

На рабочей поверхности поршня недопустимы задиры, за­боины, заусеницы и рваные кромки. Максимально допустимый износ поршня-(0,008-0,011)Г> п, где О л - минимальный диа­метр поршня. При обнаружении трещин на поверхности порш­невых колец, значительном и неравномерном износе, эллипс-ности, потере упругости колец их необходимо заменить новыми.

Отбраковочные зазоры поршневых колец насоса опреде­ляют следующим образом: наименьший зазор в замке кольца в свободном состоянии Д» (0,06^-0,08)Б; наибольший зазор в замке кольца в рабочем состоянии Л =к (0,015-^0,03) Д где О - минимальный диаметр цилиндра.

Допустимое радиальное коробление для колец диаметром до 150, 150-400, свыше 400 мм составляет соответственно не более 0,06-0,07; 0,08-0,09; 0,1-0,11 мм.

Отбраковочный зазор между кольцами и стенками канавок поршня рассчитывают по следующим соотношениям: Л т щ = = 0,003 /г; А т ах= (0,008-4-9,01) к, где к - номинальная высота колец.

При обнаружении рисок глубиной 0,5 мм, эллипсностн 0,15-0,2 мм штоки и плунжеры протачивают. Шток можно протачивать на глубину не более 2 мм.

Несоосность цилиндра и направляющей штока допустима в пределах 0,01 мм. Если биение штока превышает 0,1 мм, то шток протачивают на 7г величины биения или правят.

по 01.01.2001 г.

Настоящий руководящий документ распространяется на центробежные питательные насосы мощностью более 10 мВт с приводом от паровой турбины и рабочей частотой вращения 50 - 150 с -1 и устанавливает нормы вибрации опор подшипников центробежных питательных насосов, находящихся в эксплуатации и принимаемых в эксплуатацию после монтажа или ремонта, а также общие требования к проведению измерений.

Настоящий руководящий документ не распространяется на опоры турбинного привода насосов.

1 . НОРМЫ ВИБРАЦИИ

1.1. В качестве нормируемых параметров вибрации установлены следующие параметры:

двойная амплитуда виброперемещений в полосе частот от 10 до 300 Гц;

среднее квадратическое значение виброскорости в рабочей полосе частот от 10 до 1000 Гц.

1.2. Вибрацию измеряют на всех подшипниковых опорах насоса в трех взаимно-перпендикулярных направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала питательного насоса.

1.3. Вибрационное состояние питательных насосов оценивают по наибольшему значению любого измеренного параметра вибрации в любом направлении.

1.4. При приемке после монтажа питательных насосов вибрация подшипников не должна превышать следующих параметров:

1.6. При превышении норм вибрации, установленных в пп. 1.4 и 1.5, должны быть приняты меры по ее снижению в срок не более 30 дней.

1.7. Не допускается эксплуатация питательных насосов при уровнях вибрации свыше:

по уровню виброперемещений - 80 мкм;

по уровню виброскоростей - 18 мм/с;

при достижении указанного уровня по любому из этих двух параметров.

1.8. Нормы вибрации подшипниковых опор должны быть зафиксированы в инструкции по эксплуатации питательных насосов.

2 . ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

2.1. Измерения вибрационных параметров центробежных питательных насосов проводят на установившемся режиме.

2.2. Вибрацию питательных насосов измеряют и регистрируют с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей требованиям ГОСТ 27164-86.

2.3. Аппаратура должна обеспечивать измерение двойной амплитуды виброперемещений в полосе частот от 10 до 300 Гц и среднего квадратического значения виброскорости в полосе частот от 10 до 1000 Гц.

Применяемая аппаратура должна иметь предел измерения от 0 до 200 мкм по виброперемещениям и от 0 до 31,5 мм/с по виброскоростям.

2.4. Датчики для измерения горизонтально-поперечной и горизонтально-осевой составляющих вибрации крепят к крышке подшипника. Вертикальную составляющую вибрации измеряют на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

2.5. Коэффициент поперечной чувствительности датчика не должен превышать 0,05 во всей полосе частот, в которой проводят измерения.

2.6. Установленные датчики должны быть защищены от пара, турбинного масла, жидкости ОМТИ и нормально работать при темратуре окружающей среды до 100 °С, влажности до 98 % и напряженности магнитного поля до 400 А/м.

2.7. Условия эксплуатации измерительных усилителей и других блоков аппаратуры должны соответствовать ГОСТ 15150-69 для исполнения 0 категории 4.

2.8. Максимальная основная приведенная погрешность измерения двойной амплитуды виброперемещения не должна превышать 5 %. Основная погрешность измерения среднего квадратического значения виброскорости 10 %.

2.9. До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации питательных насосов, находящихся в эксплуатации, допускается измерять вибрацию переносными приборами, удовлетворяющими изложенным требованиям.

3 . ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1. Результаты измерения вибрации при приемке питательного насоса в эксплуатацию оформляют приемо-сдаточным актом, в котором должны быть указаны.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНИЗАЦИИ КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС В ОПЕРАТОРНЫХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) И ОАО МН

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Регламент определяет порядок контроля операторами НПС, диспетчерскими службами РНУ (УМН), ОАО МН, фактических параметров магистральных нефтепроводов, НПС и НБ на соответствие нормативно-технологическим параметрам.

Фактический параметр - реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины.

Нормативно-технологические параметры - параметры устанавливаемые ПТЭ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологическими картами, Инструкциями по эксплуатации, Актами госповерок, и другими нормативными документами определяющие систему управления технологическим процессом перекачки нефти.

Отклонение - выход фактического параметра за границы установленных пределов в табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН» при снижении контролируемого параметра за пределы установленного минимально допустимого значения, а так же при увеличении контролируемого параметра за пределы установленного максимально допустимого значения.

1.2. Регламент предназначен для работников служб эксплуатации, информационных технологий, АСУ ТП, ОГ М, ОГЭ, службы технологических режимов, диспетчерских служб, РНУ (УМН), ОАО МН, операторов НПС, ЛПДС, НБ (далее НПС).

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС

2.1. Контроль на соответствие фактических параметров МН и НПС нормативно-технологическим параметрам осуществляется операторами НПС диспетчерскими службами РНУ и ОАО МН на мониторах персональных компьютеров, установленных в операторных и диспетчерских пунктах в соответствии с табл. .

2.2. Соответствие фактических параметров работы оборудования НПС, резервуарн ых парков и линейной части магистральных нефтепроводов нормативным параметрам контролируется на уровне НПС по системе автоматики и телемеханики операторами НПС, на уровне РНУ (УМН) и ОАО МН по системе телемеханики диспетчерскими службами. Отклонение контролируемых параметров от нормативных величин должно отображаться на мониторах персональных компьютеров и щитах сигнализации и сопровождаться звуковыми сигналами.

Сопровождения отклонений фактических параметров от нормативных световым и звуковым сигналом, режимом просмотра фактических параметров по уровням управления приведены в табл. .

В режиме просмотра информация отображается на мониторах, не сопровождается световой и звуковой сигнализацией и при наличии отклонений информация представляется в ежедневной сводке:

- на НПС - начальнику НПС;

- в РНУ - главному инженеру РНУ;

- в ОАО - главному инженеру ОАО.

2.3. Для контроля за работой оборудования магистральных нефтепроводов и НПС в программу СДКУ РНУ (УМН), ОАО МН вводятся нормативные значения и показатели согласно табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС, выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН», далее табл. .

2.4. Таблица пересматривается и утверждается главным инженером ОАО МН не реже одного раза в квартал до 25 числа месяца, предшествующего началу квартала.

2.5. Таблица оформляется отделом эксплуатации ОАО МН с разбивкой по РНУ с указанием ФИО ответственных за предоставление и изменение данных.

2.6. Порядок сбора данных, оформления и утверждения табл. :

2.6.1. До 15 марта, до 15 июля, до 15 сентября, до 15 декабря специалисты РНУ по направлению деятельности заполняют параметры Таблицы с подписью ответственного за каждый параметр. Начальник отдела эксплуатации передает проект таблицы на подпись главного инженера РНУ и после подписания в течение суток направляет в ОАО МН с сопроводительным письмом. Ответственность за своевременное формирование и передачу в ОАО МН Таблицы несет главный инженер РНУ.

2.6.2. ОЭ ОАО до 20 марта, до 20 июля, до 20 сентября, до 20 декабря на основании представленных из РНУ проектов таблиц формирует сводную таблицу и передает на согласование по направлению деятельности главному механику, главному энергетику, главному метрологу, начальнику отдела АСУ Т П, начальнику товаро-транспортного отдела, начальнику диспетчерской службы.

Согласованная отделами ОАО МН таблица передается ОЭ на утверждение главному инженеру ОАО МН, который до 25 числа утверждает ее и возвращает в ОЭ для направления в отделы ОАО МН по направлениям деятельности и в РНУ, в течение суток с момента утвержде ния.

2.6.3. В течение суток с момента получения утвержденной таблицы из ОАО МН отдел эксплуатации РНУ передает с сопроводительным письмом утвержденную таблицу согласно границам обслуживания на НПС, ЛПДС.

2.7. Ввод нормативных значений, указанных в таблице , утвержденных главным инженером ОАО МН, производится ответственным лицом с записью фамилии исполнителя в оперативном журнале, в течение суток после утверждения:

- на НПС начальником участка АСУ. Ответственность за соответствие введенных данных несет начальник НПС. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в АРМ системы автоматики НПС (по пунктам 1 -14 табл. ) в операторной НПС, там же хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках;

- в СДКУ уровня РНУ работником отдела ИТ или АСУ ТП РНУ назначенным приказом. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в СДКУ РНУ (УМН) с АРМ администратора СДКУ РНУ (по пунктам 15 -27 табл. ), в диспетчерской РНУ хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках. Ответственность за соответствие введенных нормативных значений несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) РНУ;

- ответственность за соответствие введенных нормативных значений на всех уровнях несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) ОАО МН.

2.8. Основанием для внесения изменений нормативных значений и показателей в систему СДКУ является отмена действующих и введение новых документов, изменение ФИО ответственных за предоставление и изменение данных, изменения в технологических картах, режимах работы нефтепроводов, резервуаров, оборудования НПС, в ПТЭ МН, Регламентах, РД и т.д.

Изменения производятся ОЭ на основании служебных записок соответствующих отделов и служб по направлениям деятельности на имя главного инженера ОАО. В течение суток ОЭ оформляет в соответствии с пунктом . данного регламента дополнение к табл. . После утверждения дополнения доводятся ОЭ до всех заинтересованных отделов, служб и структурных подразделений в соответствии с п .п. и настоящего регламента.

2.9. Не реже одного раза в смену операторы НПС диспетчерские службы РНУ проверяют соответствие фактических параметров работы оборудования выводимым на экран АРМ нормативным значениям таблицы .

2.10. При поступлении светового и звукового сигнала о несоответствии фактических параметров работы МН, НПС нормативным, информация автоматически заносится в архив аварийных сооб щений «Нормативно-технологических параметров работы МН и НПС».

Электронный архив должен удовлетворять следующим требованиям:

- срок хранения данных СД КУ для РНУ - 3 месяца, для ОАО - 1 месяц;

- для предотвращения несанкционированного доступа посторонних лиц к архиву аварийных сообщений должно быть реализовано разграничение прав и контроль доступа к архиву аварийных сообщений средствами СДКУ;

- в архиве аварийных сообщений должна быть возможность выбора сообщений по типу, времени возникновения, содержанию;

- средствами СДКУ обеспечить вывод архивных сообщений на печать.

Особые требования - электронный архив должен содержать служебную информацию о состоянии программно-аппаратных средств, выявленную по результатам самодиагностики системы.

2.11. Действия дежурного оперативного персонала НПС, РНУ (У МН), ОАО при поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных.

2 .11.1. При поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных оператор НПС, обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы НПС;

- доложить о происшедшем главным специалистам НПС (службы главного механика - по пунктам 1 -3, 6 -11, службы главного энергетика - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ЛЭС - 15, 16, 18, 20, 21, участка АСУ - по п.п. 20, 21, 22 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 6, 19 -21), начальнику НПС и диспетчеру РНУ (УМН) - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру РНУ о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов НПС .

2. 11.2. При поступлении сообщения оператора НПС о отклонении фактических параметров работы оборудования от нормативных, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ, обязан:

- доложить главным специалистам РНУ для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п . 22, ТТО - по п.п. 15, 24 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 16, 19 -21), главному инженеру РНУ и диспетчеру ОАО - по всем пунктам Таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру ОАО о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов РНУ.

2. 11.3. При поступлении сообщения диспетчера РНУ, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных диспетчер ОАО обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы нефтепровода;

- доложить главным специалистам ОАО для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20 , 21, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п. 22, ТТО - по п.п. 26 -27, СТР - по п. 15), главному инженеру ОАО - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица ).

2.12. Действия главных специалистов НПС, РНУ (УМН) и ОАО МН при поступлении сообщения о отклонении фактических рабочих параметров работы оборудования, МН от нормативных параметров:

- главные специалисты НПС обязаны принять меры по выяснению обстоятельств, приведших к отклонению параметров от нормативных, устранить причины отклонения и доложить начальнику НПС, оператору;

- главные специалисты РНУ обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- главные специалисты ОАО обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру ОАО, диспетчеру ОАО.

2 .13. Кроме указанных в таб лице нормативно-технологических параметров, оператор НПС, диспетчерская служба РНУ, ОАО МН контролирует работу оборудования НПС, резервуарн ых парков, нефтепроводов и все параметры работы МН и НПС указанные в технологических картах, регламентах, таблицах уставок и инструкциях.

Принятые сокращения

АЧР- автоматическая частотная разгрузка

ИЛ- измерительная линия

КП- контрольный пункт

КППСОД- камера приема пуска средств очистки и диагностики

ЛЭП- линия электропередачи

МА- магистральный агрегат

МН- магистральный нефтепровод

НБ- нефтебаза

ЛПДС- линейная производственно-диспетчерская станция

НПС- нефтеперекачивающая станция

ПА- подпорный агрегат

П КУ- пункт контроля и управления

РД- регулятор давления

РНУ- районное нефтепроводное управление

САР- система автоматического регулирования

СОУ- система обнаружения утечек

ТМ- телемеханика

ФГУ- фильтр-грязеуловитель

ПОЯСНЕНИЯ К ЗАПОЛНЕНИЮ ТАБЛИЦЫ

В таблице обязательно заполняется ФИО ответственного за предоставление и изменение данных и ФИО ответственного за ввод данных в систему СДКУ.

Ввод всех нормативных параметров осуществляется в ручном режиме.

Раздел НПС

В п. «Величина максимально допустимого проходящего давления через НПС» в графе «макс» указывается величина максимально-допустимого проходящего давления через остановленную НПС, через камеру пропуска или пуска-приема очистных устройств исходя из несущей способности трубопровода на приемной части НПС.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ (независимо отключена или подключена НПС к нефтепроводу).

В п. устанавливается величина отклонений давления на приеме и на выходе НПС определяющая границы (диапазон) давлений характеризующих нормальную работу нефтепровода в установившемся режиме. Вводится на НПС оператором после 10 минут работы нефтепровода установившимся режимом.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами автоматики и телемеханики НПС.

Контроль параметра осуществляется автоматически системой автоматики НПС, через Т М средствами СДКУ.

Установившийся режим работы нефтепровода - это режим работы нефтепровода, при котором обеспеченна заданная производительность, завершены все необходимые пуски и остановки НПС и отсутствуют изменения (колебания) давления в течении 10 минут.

В п .п. и указывается величина отклонения давления от установившегося давления на выходе и приеме НПС. Верхняя граница давления на выходе НПС устанавливается на 2 кгс/см 2 больше установившегося рабочего давления, но не более максимально допустимого указанного в технологической карте. Нижняя граница давления на приеме НПС устанавливается на 0,5 кгс/см 2 меньше установившегося ра бочего давления, но не меньше минимально допустимого давления указанного в технологической карте. Аналогично устанавливается граница максимального давления на приеме НПС и минимального давления на выходе НПС.

В п. указывается максимально и минимально допустимый перепад давления на фильтрах грязеуловителях, согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя МА согласно паспорта.

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя ПА согласно паспорта.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация магистрального насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация подпорного насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Через ТМ передается одно максимальное значение вибрации подпорного насоса для контроля средствами СДКУ.

В п. указывается наработка магистрального агрегата согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически по оперативным данным СДКУ.

Контроль за данным нормативным параметром осуществляется средствами СДКУ. Фактическая наработка не должна превышать нормативный показатель.

В п. указывается максимальная допустимая непрерывная наработка М А до перехода на резервный 600 часов согласно Регламента «Обеспечения сменности работающих и находящихся в резерве магистральных агрегатов НПС ».

В п. указывается наработка МА до капитального ремонта согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п. указываются аналогичные п. параметры для ПА согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п.п. и указывается нормативное количество соответственно магистральных и подпорных агрегатов НПС находящихся в состоянии АВР, но не менее чем по 1 агрегату МА и ПА.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системой автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается положение вводных и секционных выключателей.

В п. указывается нормативный показатель положения вводных выключателей ВКЛЮЧЕНО.

В п. указывается нормативный показатель положения секционных выключателей ОТКЛЮЧЕНО.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается исчезновение напряжения на шинах 6 -10 кВ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается количество отключений МА и ПА по срабатыванию защиты А ЧР.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Раздел Линейная часть

В п. указывается величина максимально допустимого давления на каждом КП при максимальном режиме работы нефтепровода. Рассчитывается для каждого КП на основании утвержденных ОАО МН режимов работы нефтепровода.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется средствами ТМ.

Контроль осуществляется средствами СД КУ.

В п. указывается нормативная величина давления на К П подводного перехода. Определяется по Регламенту технической эксплуатации переходов МН через водные преграды.

Ввод

Контроль

В п. указывается величина максимального и минимального защитного потенциала на КП, норматив определяется по ГОСТ Р 51164-98 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимальный допустимый уровень в емкости сбора утечек на КППСОД составляющий не более 30 % от максимального объема емкости.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается наличие или отсутствие напряжения на вдольтрассовой ЛЭ П, электропитание КП. Нормативный показатель «наличие» напряжения питания ПКУ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается несанкционированный доступ (открытие дверей б/б ПКУ без заявки и сообщения диспетчеру РНУ). Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается нормативный показатель «закрыто» 3 или «открыто» О, при самопроизвольном изменении положения задвижек на линейной части возникает сигнал отклонения от нормативного параметра. Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

Раздел УУН

В п. отображается фактический мгновенный расход по ИЛ в реальном времени в режиме просмотра.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами Т М с УУН в реальном времени.

Контроль осуществляется через ТМ средствами СД КУ.

В п. указывается содержание воды в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при на личии возможности осуществляется автоматически п о данным Б КК средствами Т М или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая плотность нефти.

Ввод КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вязкость нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным БКК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание серы в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным Б КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание хлористых солей по данным хим. анализа.

Ввод контролируемого параметра осуществляется в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

Читайте также: CASE -технологии, как новые средства для проектирования ИС. CASE - пакет фирмы PLATINUM, его состав и назначение. Критерии оценки и выбора CASE - средств. Iгруппа – Критерии основанные на дисконтированных оценках, т.е учитывают фактор времени:NPV,PI, IRR,DPP. Актиномицеты. Таксономия. Характеристика. Мик­робиологическая диагностика. Лечение. Анальная трещина. Причины, клиника, диагностика, лечение. Анатомически узкий таз. Этиология. Классификация по форме и степени сужения. Диагностика. Методы родоразрешения. Ангины: 1) определение, этиология и патогенез 2) классификация 3) патологическая анатомия и дифференциальная диагностика различных форм 4) местные осложнения 5) общие осложнения Арбовирусы. Таксономия. Характеристика.Лабора­торная диагностика заболеваний, вызываемых арбовирусами. Специфическая профилактика и лечение. Артериовенозные свищи, гемангиомы лица и головы. Клиника. Диагностика. Лечение. Асинхронная машина. Определение. Назначение. Конструкция. Основные параметры. Режимы работы асинхронной машины. Понятие скольжения.

Вибродиагностика позволяет контролировать техническое состояние магистральных и подпорных агрегатов в режиме непрерывного наблюдения за уровнем вибрации.

Основные требования по контролю и измерению вибраций насосных агрегатов:

1. Все магистральные и подпорные насосные агрегаты должны быть оснащены стационарной контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА) с возможностью непрерывного контроля в операторной текущих параметров вибрации. Система автоматики НПС должна обеспечивать световую и звуковую сигнализацию в операторной при повышенной вибрации, а также автоматическое отключение агрегатов при достижении аварийного значения вибрации.

2. Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливают на каждой подшипниковой опоре магистрального и горизонтального подпорного подпорного насосов для контроля вибрации в вертикальном направлении. (рис) На вертикальных подпорных насосах датчики устанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла для контроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.(рис)

Рисунок. Точки измерения на опоре подшипника

Рисунок. Точки измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате

Система автоматики должна быть настроена на выдачу сигнала при достижении предупредительного и аварийного уровней вибрации насосов в контролируемых точках. Измеряемым и нормируемым параметром вибрации является среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10…1000 Гц.

3. Значения уставок сигнализации и защиты по превышению вибрации устанавливаются по утвержденной карте уставок технологических защит в зависимости от типоразмеров ротора, режима работы насоса (подачи) и норм вибрации.

Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов для номинальных режимов работы

Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов для неноминальных режимов работы

При величине вибрации от 7,1 мм/с до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных и подпорных насосов не должна превышать 168 часов.

Номинальный режим работы насосного агрегата – подача от 0,8 до 1,2 от номинальной подачи (Q ном)соответствующего ротора (рабочего колеса).

При включении и отключении насосного агрегата должна осуществляться блокировка защиты этого агрегата и других работающих агрегатов по превышению вибрации на время выполнения программы пуска (остановки) насосных агрегатов.

4. Предупредительная сигнализация в операторной местного диспетчерского пункта по параметру «повышенная вибрация» соответствует величине СКЗ 5,5 мм/с (номинальный режим) и 8,0 мм/с (неноминальный режим).

Сигнал «аварийная вибрация» - СКЗ 7,1 мм/с и 11,2 мм/с, немедленное отключение насосного агрегата.

5. Контроль вибрации вспомогательных насосов (масло насосы, насосы систем откачки утечек, водоснабжения, пожаротушения, отопления) должен осуществляться 1 раз в месяц и перед выводом в текущий ремонт с помощью переносной аппаратуры.

6. Для получения дополнительной информации при вибродиагностике магистральных и подпорных агрегатов, а также на период временного отсутствия стационарно установленных средств измерения и контроля вибрации (поверка, калибровка, модернизация) используют переносную портативную виброаппаратуру.

Каждое измерение вибрации портативной аппаратурой проводят в строго фиксированных точках.

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 (рис).

Места измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате соответствуют точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рис).

Рисунок. Точки измерения вибрации на корпусе подшипника насоса без выносных опор

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (типа ЦНС, НГПНА), вибрация измеряется на корпусе над подшипником как можно ближе к оси вращения ротора (рис).

8. 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 вибродиагностиком контроле.

9. Для проведении вибродиагностического контроля используется аппаратура для измерения среднего квадратического значения вибрации и универсальная виброанализирующая аппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и амплитудно-фазовых характеристик.