На главную
На главную

РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»

Руководство устанавливает порядок организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций (НПС) и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС).

Обозначение: РД 153-39ТН-008-96
Название рус.: Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций
Статус: действующий
Заменяет собой: РД 39-30-1209-84 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.01.1997
Разработан: Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)
АК "Транснефть"
Утвержден: АК "Транснефть" (27.12.1996)
Опубликован: ИПТЭР № 1997

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ «ТРАНСНЕФТЬ»
ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДЕНО

Госгортехнадзором РФ

23 сентября 1996 г.

№ 10-03/376

Акционерной компанией

«Транснефть»

27 декабря 1996 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководствопо организации
эксплуатации и технологии технического
обслуживания и ремонта оборудования и
сооружений нефтеперекачивающих
станций

РД 153-39ТН-008-96

Уфа - 1997

Руководящий документразработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участииспециалистов акционерной компании «Транснефть» и предназначен дляинженерно-технических и руководящих работников предприятий АО магистральныхнефтепроводов, а также служб, занимающихся эксплуатацией, техническимобслуживанием и ремонтом механо-технологического оборудованиянефтеперекачивающих станций.

Разработчики:

Акбердин А.М, Аленина Л.И.,Бажайкин С.Г., Белов А.И., Беркутов И.С., Битаева Р.Р., Вишневская Т.Н.,Воробьева Т.Д., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гараева В.А., Еронен В.И.,Карамышев В.Г., Сулейманов М.К., Трапезникова И.Б., Чибирева А.В., МухаметшинА.С., Грешняев В.А., Пантелеев Ю.В.

При подготовке документаучтены предложения Жаворонкова К.К., Чернышева А.Г., Коновалова Ю.В., ЕпифановаС.Г., Курдыша С.М., Каральского А.Ф.

В оформлении документапринимали участие Батурина Л.В., Дмитриева Н.К., Иванова Н.А.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по организацииэксплуатации и технологии
техническогообслуживания и ремонта оборудования
исооружений нефтеперекачивающих станций

РД 153-39ТН-008-96

Вводится взамен
РД 39-30-1209-84

Срок введения с 1 января 1997 г.

Руководство устанавливаетединый регламент организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонтамехано-технологического оборудования, технологических трубопроводов иинженерных коммуникаций нефтеперекачивающих станций (НПС) и других объектовмагистральных нефтепроводов (МН).

Разработка документаобусловлена изменившимися условиями эксплуатации оборудования в связи сизменением объемов перекачки нефти, переходом на новые формы финансовой ихозяйственной деятельности предприятий, внедрением новой техники и технологий,диагностического и специального оборудования, широким использованием системинформации и вычислительной техники современных комплексов автоматизации ителемеханизации, повышенными требованиями экологической безопасностиэксплуатации объекта. Для реализации задач повышения надежности и экономичностиработы оборудования в этих условиях выбрана новая стратегия техническогообслуживания и ремонта оборудования на основе оценки его фактическоготехнического состояния с сохранением основных положений системы ППР и ремонтапо отказу.

Периодичность и объемыдиагностического контроля, технического обслуживания и ремонта базируются нафактических параметрах надежности объекта и экономических показателях работыосновного насосно-силового оборудования объектов МН.

Руководство вводиттребования обязательного контроля и диагностического обследования основныхобъектов НПС, устанавливает критерии работоспособности отдельных изделий исистем, регламентирует мероприятия по обеспечению сохранности и готовности кэксплуатации оборудования законсервированных или временно выведенных изэксплуатации НПС. Документ содержит перечни и порядок выполнения основных операцийпо техническому обслуживанию, ремонту и диагностическому контролю техническогосостояния оборудования, определяет обязанности оперативного,эксплуатационно-ремонтного персонала НПС при ведении технологического процессаперекачки нефти.

Руководство содержитосновные сведения об оборудовании и сооружениях НПС, мерах предупрежденияотказов, нормативах трудоемкости работ, расхода и резерва запасных частей,требования безопасности при техническом обслуживании и ремонте.

Документ вводится взамен РД39-30-1209-84 «Руководство по организации эксплуатации и технологиитехнического обслуживания и ремонта оборудования и сооруженийнефтеперекачивающих станций».

Основные положения разделовРуководства были согласованы с главными механиками акционерных обществ АК «Транснефть».

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Руководствоустанавливает порядок организации эксплуатации, технического обслуживания иремонта механо-технологического оборудования и сооружений нефтеперекачивающихстанций (НПС) и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС).

В данном РД такжепредставлены основные положения по осмотрам, проверкам, обслуживанию и контролютехнического состояния оборудования на временно не эксплуатируемых НПС.

1.2. Нефтеперекачивающаястанция (НПС) является структурным подразделением районного управлениямагистральных нефтепроводов (РУМН, РНУ, далее по тексту РНУ) и представляеткомплекс оборудования, сооружений и установок, предназначенных для обеспечениятранспорта нефти от поставщиков к потребителям.

1.3. Управлениетехнологическим процессом перекачки нефти осуществляется из диспетчерскогопункта АО МН, районного диспетчерского пункта (РДП) и местного диспетчерскогопункта (МДП). Оперативный контроль эксплуатационных параметров и работымехано-технологического оборудования осуществляется автоматизированнымисистемами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также персоналомнефтеперекачивающих станций, который подразделяется на следующие категории:

оперативный (дежурный)персонал (оператор, дежурный механик, дежурный электрик, слесарь КИПиА и пр.),осуществляющий непрерывный контроль технологического режима перекачки ипоказателей работоспособности оборудования;

эксплуатационно-ремонтный(оперативно-ремонтный) персонал, выполняющий периодический контроль, диагностирование,техническое обслуживание и ремонт, оперативные работы по восстановлениюработоспособности оборудования и сооружений НПС и ЛПДС (далее по тексту НПС).

1.4. Система техническогообслуживания и ремонта предусматривает выполнение работ по техническомуобслуживанию, ремонту, диагностированию и замене оборудования специализированнымиподразделениями РНУ и АО МН (выездными ремонтными бригадами (ВРБ) центральнойбазы производственного обслуживания (ЦБПО), базы производственногообслуживания, далее по тексту БПО), или ремонтным персоналом НПО (в зависимостиот объема ремонтных работ, оперативности их выполнения, наличия и загруженностиВРБ), или сторонними организациями, имеющими допуск к ремонтным работамоборудования НПС.

1.5. Структура системытехнического обслуживания и ремонта и содержание отдельных видов ремонтаопределяются характером эксплуатации оборудования и приведены в соответствующихразделах РД.

1.6. РД устанавливаеткритерии работоспособности оборудования, основные ремонтные нормативы для каждоговида технологического оборудования НПС, виды системы ТОР для каждого типаоборудования, типовые объемы работ по всем видам ремонтов и периодическихмероприятий, трудоемкость по всем видам ремонта, нормы расхода запчастей, видыи периодичность диагностических контролей и регламентных остановок.

2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ИСООРУЖЕНИЙ НПС

2.1. Организация эксплуатации НПС

2.1.1. Организационнаяструктура и форма оперативного управления определяются руководством АО МН илиРНУ по согласованию с АО МН.

Распределение функцийоперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала НПС производитсяначальниками служб АО МН (РНУ) в соответствии с принятой организационнойструктурой.

Руководство РНУ (АО МН)совместно со специалистами соответствующих служб определяет персонал,ответственный за техническую эксплуатацию конкретного вида оборудования, составляет иутверждает в установленном порядке должностные инструкции оперативного иэксплуатационно-ремонтного персонала.

2.1.2. Оперативный(дежурный) персонал осуществляет технические ремонты оборудования НПС,контролирует технологические параметры работы оборудования, осуществляетаварийный вывод из эксплуатации оборудования, обеспечивает работу основного ивспомогательного оборудования и не более, чем через каждые два часа фиксируетзначения параметров работы оборудования в журнале, контролирует регистрациюэксплуатационных параметров в системе АСУ ТП в соответствии с должностнымиинструкциями.

По результатам техническихосмотров и показаниям контрольно-измерительных приборов оперативный персоналинформирует службы НПС о необходимости проведения диагностического контроля наработающем или остановленном оборудовании, несет ответственность за процессостановки и пуска оборудования, осуществляет оперативное переключение основногои вспомогательного оборудования согласно утвержденным технологическим картамили указаниям диспетчера РДП. При выходе параметров работы оборудования задопустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимостиосуществляет переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делаетзапись в журнале и извещает диспетчера РНУ и руководство НПС.

2.1.3.Эксплуатационно-ремонтный персонал НПС проводит техническое обслуживание идоступные виды диагностирования технического состояния оборудования,восстановительные работы в случаях отказа оборудования, подготовку рабочих местдля ремонтного персонала БПО (ЦБПО), может привлекаться к проведению ремонта.

2.1.4. Ответственностьперсонала НПС за соблюдение требований действующих нормативно-техническихдокументов на каждой НПС определяется должностными инструкциями.

2.1.5. Ответственность заправильную и безопасную эксплуатациюоборудования и сооружений НПС наряду с начальником НПС несут старший инженер(старший инженер НПС, зам. начальника НПС, зам. начальника НПС по технической части, главный инженерНПС и т.д., далее по тексту старший инженер), инженеры соответствующих служб иглавный инженер районного управления магистральными нефтепроводами. Кроме того,начальник НПС несет ответственность за рациональное комплектование оперативногои эксплуатационно-ремонтного персонала и оснащение служб и персоналасовременными средствами ремонта и контроля технического состояния.

2.1.6. Лицо, ответственное за техническую эксплуатациюоборудования и сооружений НПС, обязано обеспечить:

надежную, экономичную и безопасную работу каждогообъекта НПС;

разработку и внедрение мероприятий по экономииэлектроэнергии, топлива и материалов;

внедрение новой техники и технологии эксплуатации иремонта оборудования, способствующих более надежной, экономичной и безопаснойработе оборудования и сооружений НПС;

организацию и своевременное проведение ремонта,периодических контролей и испытаний оборудования;

внедрение прогрессивных методов ремонта;

систематическое наблюдение за соблюдением режимаработы оборудования и установок, установленного диспетчером РНУ (АО МН),проведение диагностических проверок работоспособности оборудования;

наличие и своевременную проверку средств защиты ипротивопожарного инвентаря;

организацию своевременного расследования отказов вработе оборудования, а также несчастных случаев, произошедших во времяэксплуатации и ремонта оборудования, и, по возможности, своевременноеустранение причин и последствий отказов.

2.1.7. Оперативный, инженерно-технический иэксплуатационно-ремонтныйперсонал по графику и местным инструкциям осуществляет с учетом оперативнойситуации контроль технического состояния оборудования (таблица 2.1).

Таблица 2.1. График технических осмотровобъектов НПС

Наименование объекта

Должность

Периодичность технических осмотров

Магистральные и подпорные насосные

Дежурный персонал

Через 2 ч.

ИТР служб

2 раза вдень

Старший инженер

Через 2 дня

Начальник НПС

Через неделю

Запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, предохранительные клапаны система охлаждения масла и воды, фильтры-грязеуловители, система откачки утечек

Дежурный персонал

2 раза в смену

ИТР служб

1 раз в день

Старший инженер

Через 2 дня

Начальник НПС

Через неделю

Емкости для сбора и хранения нефти, технологические и вспомогательные трубопроводы, установки автоматического пожаротушения и противопожарных средств, система вентиляции

Дежурный персонал

1 раз в смену

ИТР служб

Через день

Старший инженер

Через 2 дня

Начальник НПС

Через неделю

Котельная, тепловые сети

Дежурный персонал котельных

2 раза в смену для котельных, находящихся в работе

ИТР служб

1 раз в день для котельных, находящихся в работе

Старший инженер

Через 2 дня

Начальник НПС

Через неделю

Водопроводы, арт-скважины, канализация, очистные сооружения

Дежурный персонал

1 раз в сутки

ИТР служб

Через неделю

Старший инженер

Через 2 недели

Начальник НПС

Через месяц

Здания и сооружения

Дежурный персонал

1 раз в сутки

ИТР служб

Через неделю

Старший инженер

Через 2 недели

Начальник НПС

Через месяц

2.2. Порядок приемки и сдачи смены

2.2.1. При приемке сменыоперативный персонал НПС обязан:

ознакомиться со схемой ирежимом работы, состоянием оборудования на своем участке путем личного осмотрав объеме, установленном инструкцией (инструкция разрабатывается для конкретнойНПС и утверждается главным инженером РНУ);

получить сведения отсдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести тщательноенаблюдение для предупреждения аварий или неполадок, и об оборудовании,находящемся в ремонте или резерве;

проверить и принятьинструмент, материалы, ключи от помещений (блок-боксов), средства защиты,измерительные приборы, оперативную документацию, инструкции;

ознакомиться со всемизаписями и распоряжениями за время, прошедшее с его последнего дежурства;

оформить приемку сменыотметкой в журнале или ведомости с подписью и подписями принимающего и сдающегосмену.

2.2.2. Приемка и сдача сменыво время ликвидации отказа, производства переключений или операций по включениюи отключению оборудования запрещаются.

При длительном времениликвидации отказа сдача смены производится с разрешения руководства НПС.

2.3. Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений в периодэксплуатации НПС

2.3.1. Производственныездания и сооружения в процессе эксплуатации должны находиться подсистематическим наблюдением инженерно-технических работников НПС, ответственныхза эксплуатацию и сохранность этих объектов (таблица 2.1).

2.3.2. За сохранность жилогои культурно-бытового фонда предприятия и его своевременный ремонт отвечаетзаместитель начальника НПС по общим вопросам (или лицо, курирующее его).

2.3.3. Все производственныездания и сооружения подвергаются периодическим техническим осмотрам, которыепроводятся два раза в год - весной и осенью.

Весенний осмотр проводитсяпосле таяния снега с целью освидетельствования состояния здания или сооруженияи уточнения объемов работ по текущему ремонту, который будет проводиться влетний период, и капитальному ремонту для включения в перспективный план.

При весеннем техническомосмотре необходимо:

тщательно проверитьсостояние несущих и ограждающих конструкций и выявить возможные повреждения ихв результате атмосферных и других воздействий;

установить дефектныеучастки, требующие постоянного наблюдения;

проверить механизмы иоткрывающиеся элементы окон, дверей, ворот и других устройств;

проверить состояние ипривести в порядок водостоки, отмостки и ливнеприемники.

Осенний осмотр проводится сцелью проверки подготовки зданий и сооружений к зиме. К этому времени должныбыть закончены все летние работы по текущему ремонту.

При осеннем техническомосмотре необходимо:

тщательно проверить несущиеи ограждающие конструкции зданий и сооружений и принять меры по устранениювсякого рода щелей и зазоров;

проверить подготовленностьпокрытий зданий к зиме, исправность желобов и водостоков, наличие необходимыхсредств для удаления снега;

проверить исправность иготовность к работе в зимних условиях открывающихся элементов окон, дверей,ворот, фонарей и других устройств.

2.3.4. Состояниепротивопожарного оборудования во всех зданиях и сооружениях как припериодических, так и при текущих технических осмотрах проверяется спредставителями пожарной охраны в сроки, зависящие от специфических условийэксплуатации производственных зданий, но не реже одного раза в месяц.

Текущий осмотр основныхконструкций зданий с тяжелым крановым оборудованием (насосные и электрозалы)проводится один раз в месяц.

2.3.5. Внеочередные осмотрызданий и сооружений проводятся после стихийных бедствий (пожаров, ураганныхветров, больших ливней или снегопадов, землетрясений - в районах с повышеннойсейсмичностью и т.д.) или аварий.

2.3.6. Особо жесткий режимвсех видов осмотров должен устанавливаться для производственных зданий исооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработкамитерриториях, на просадочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а такжеэксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией (например, вблизижелезнодорожного полотна и пр.).

2.3.7. Кроме перечисленныхзадач по осмотру зданий, целью технических осмотров является разработкапредложений по улучшению технической эксплуатации зданий, а также качествупроведения всех видов ремонта.

2.3.8. Результаты всех видовосмотров оформляются актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а такженеобходимые меры для их устранения с указанием сроков выполнения работ.

2.3.9. Вся техническаядокументация по сданным в эксплуатацию зданиям и сооружениям - утвержденныйтехнический проект (проектное задание), рабочие чертежи, данные огидрогеологических условиях участка застройки, акт приемки в эксплуатацию сдокументами, характеризующими примененные материалы, условия и качествопроизводства работ по возведению объектов, а также сведения об отступлениях отпроекта и недоделках к моменту ввода объекта в эксплуатацию - должна хранитьсякомплектно в техническом архиве РНУ и НПС.

2.3.10. Для учета работ пообслуживанию и текущему ремонту соответствующего здания или сооружения долженвестись технический журнал на НПС, в который вносятся записи о всех выполненныхработах по обслуживанию и текущему ремонту с указанием вида и места работ.

2.3.11. При наличии явленияпучения грунтов должна проводиться ежегодная проверка высотных нивелирныхотметок оборудования и инженерных сооружений. При изменении нивелирных отметокна величину больше допустимой должны приниматься меры к уменьшению иликомпенсации влияния пучения грунта на напряженно-деформированное состояниепатрубков насосов, элементов трубопроводов, фундаментов и т.п.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮИ РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС

3.1. Основные понятия. Термины и определения

3.1.1. Техническоеобслуживание (ТО) - комплекс операций по поддержанию работоспособностиоборудования при его эксплуатации, при ожидании (если оборудование в резерве),хранении и транспортировании.

В ТО включен следующийкомплекс работ:

поддержание в исправном (илитолько работоспособном) состоянии оборудования;

очистка, смазка, регулировкаи подтяжка разъемных соединений, замена отдельных составных частей(быстроизнашивающихся деталей) в целях предупреждения повреждения ипрогрессирующего износа, а также устранение мелких повреждений.

В объеме ТО могутвыполняться работы по оценке технического состояния оборудования для уточнениясроков и объемов последующих обслуживаний и ремонтов.

3.1.2. Конкретное содержаниеработ при каждом виде технического обслуживания оборудования НПС определяетсядолжностными инструкциями и регламентом, изложенным в данном документе, повидам оборудования.

3.1.3. Ремонт - комплексопераций по восстановлению исправности или работоспособности и полному иличастичному восстановлению ресурса оборудования и его составных частей,обеспечивающий эксплуатацию с заданной надежностью и экономичностью в периодымежду ремонтами и диагностическими контролями.

3.1.4. Текущий ремонт (Т) -ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспеченияработоспособности оборудования, состоящей в замене и восстановлении егоотдельных частей и их регулировке.

3.1.5. Текущий ремонтназначается для предупреждения отказов и восстановления работоспособностиоборудования НПС.

3.1.6. Средний ремонт (С) -ремонт, выполняемый для восстановления работоспособности и частичноговосстановления ресурса оборудования по результатам диагностирования и величинеего наработки с заменой или восстановлением составных частей ограниченнойноменклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемом вобъеме, установленном в настоящем Руководстве.

3.1.7. Капитальный ремонт(К) - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкогок полному восстановлению ресурса оборудования с заменой или восстановлениемлюбых его частей, включая базовые, и их регулировкой.

3.1.8. Объемы ремонтныхработ, проводимых при Т, С, К ремонтах для каждого вида оборудования изложены всоответствующих разделах Руководства.

3.1.9. Оперативный диагностическийконтроль - контроль технического состояния оборудования, проводимый всоответствии с графиком (таблица 2.1), а также эксплуатационных параметровоборудования в данный момент времени и в динамике.

3.1.10. Плановыйдиагностический контроль - контроль фактического технического состоянияоборудования НПС по параметрам, позволяющим оценить техническое состояниеоборудования, составить прогноз его работоспособности, наработки до ремонта илидо следующего диагностического контроля и определить объем и вид ремонта.

3.1.11. Неплановыйдиагностический контроль - контроль технического состояния оборудования НПС,проводимый в случае резкого изменения значений постоянно контролируемыхпараметров или в случае, когда по результатам оперативного контроля выноситсярешение о предполагаемом развитии дефекта.

3.1.12. Работоспособноесостояние (работоспособность) - состояние оборудования, при котором значениявсех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции,соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской(проектной) документации.

3.1.13. Неработоспособноесостояние (неработоспособность) - состояние объекта, при котором значение хотябы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции,не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской(проектной) документации.

3.1.14. Периодичностьтехнического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) - интервалвремени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта,диагностического контроля) и последующим таким же видом или другим большейсложности.

Под видом техническогообслуживания (ремонта, диагностического контроля) понимают техническое обслуживание(ремонт, диагностический контроль), выделяемое (выделяемый) по одному изпризнаков:

этапу существования,периодичности, объему работ, условиям эксплуатации, регламентации.

3.1.15. Ремонтный цикл -наименьший повторяющийся интервал времени или наработка оборудования, в течениекоторых выполняются в определенной последовательности в соответствии стребованиями нормативно-технической документации все установленные видыремонта.

3.1.16. Ремонт потехническому состоянию - ремонт, при котором контроль технического состояниявыполняется с периодичностью и в объеме, установленными внормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонтаопределяется текущим техническим состоянием, сведения о котором получены порезультатам проведения диагностического контроля или данным о надежностиизделия или его составных частей.

3.1.17. По степенинеисправности оборудования ремонты могут выполняться по типовому объему работтекущего, среднего или капитального ремонтов.

3.1.18. Регламентнаяостановка - остановка работы оборудования для производства техническогообслуживания, диагностических и ремонтных работ, регламентированныхдействующими нормативно-техническими документами (паспортами, ТУ, ГОСТ, РД ипр.).

3.1.19. Наработка -суммарная продолжительность или объем работы оборудования.

3.1.20. Наработкой дорегламентной остановки считается наработка до работ, регламентированных другимидействующими документами.

3.1.21. Трудоемкостьтехнического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) - трудозатратына проведение одного технического обслуживания (ремонта, контроля) данноговида.

3.1.22. Запасная часть(запчасть) - составная часть оборудования, предназначенная для заменынаходившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановленияработоспособности оборудования.

3.1.23. Обменный фонд -запас важнейших запасных частей, находящийся на специально выделенных базаххранения и распределяемый БПО для восстановления количества запасных частей иоперативного проведения ремонтных работ по восстановлению работоспособностиоборудования НПС.

3.2. Структура системы технического обслуживания и ремонтаоборудования. Общие положения

3.2.1. Система техническогообслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР потехническому состоянию) основывается на проведении профилактических,восстановительных и диагностических работ через интервалы времени (наработки),определенные по фактическим показателям надежности, результатам предыдущихдиагностических контролей, значениям параметров оценки работоспособногосостояния данного вида оборудования с учетом срока службы каждой единицыоборудования.

В системе техническогообслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию производятся:

техническое обслуживание;

диагностические контроли, втом числе

оперативный,

плановый,

неплановый;

ремонт по фактическомусостоянию в объеме текущего, среднего и капитального ремонта;

регламентные остановки.

Продолжительность иструктура ремонтного цикла, а также периодичность ТО, диагностических контролейи ремонтов для каждого вида оборудования приведены в последующих разделахданного РД.

3.2.2.Для ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

проведение диагностическихобследований с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированиемдальнейшей эксплуатации;

выполнение ремонтных работпо результатам диагностических обследований;

ведение нормативной,исполнительной, оперативной (эксплуатационной) баз данных, формированиепериодических сводок по наработке оборудования, ведение базы данных отказов,хранение в электронном виде документации по организации и выполнению ремонтныхработ на уровнях РНУ, АО МН в составе разрабатываемой и внедряемой напредприятиях АК «Транснефть» системы СКУТОР.

3.2.3. Выполнение условий,перечисленных в п. 3.2.2, является обязательным в первую очередьдля того оборудования и систем НПС, которые с точки зрения безопаснойэксплуатации не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а поэкономическим соображениям - к эксплуатации до выработки установленногомежремонтного периода.

С целью выделения основныхобъектов НПС, подвергаемых первоочередному обязательному контролю,диагностическому обследованию и ремонту, все механо-технологическоеоборудование НПС разделено на три условные категории:

первая категория -оборудование, которое с точки зрения безопасной эксплуатации и по экономическихпоказателям не может быть допущено к эксплуатации до отказа, а следовательно,переводится на систему ТОР по техническому состоянию:

магистральные и подпорныенасосы;

трубопроводная арматура;

системы маслоснабжения,охлаждения;

система приточнойвентиляции;

система подачи воздуха вкамеры уплотнения беспромвальной установки магистральных насосных агрегатов;

система откачки утечек;

блок гашения ударной волны;

блок регуляторов давления;

система пожаротушения;

система предохранительныхклапанов;

блокфильтров-грязеуловителей;

технологическиетрубопроводы;

промышленная канализация;

вторая категория -оборудование, которое по экономическим показателям переводится на систему ТОРпо техническому состоянию по мере необходимости:

система водоснабжения ифекальной канализации, очистные сооружения;

котлы икотельно-вспомогательное оборудование, тепловые сети;

камеры пуска и приемаскребка;

компрессоры;

третья категория -оборудование, которое по экономическим показателям нецелесообразно переводитьна систему ТОР по техническому состоянию:

емкости подземные,топливные;

здания и сооружения, приобязательных обходах;

водоснабжение, в случаеналичия резервных емкостей запаса воды.

3.2.4. Руководство АО МН,РНУ, НПС обязано обеспечить условия (обеспечение приборами контроля идиагностики, контроль за ведением журналов регистрации сведений оработоспособном состоянии оборудования, разработка и внедрение инструкций иметодик диагностирования оборудования, обеспечение автоматизированного контроляи сбора информации по надежности и т.д.), необходимые для первоочередногоперевода оборудования первой категории на систему ТОР по фактическомутехническому состоянию.

3.2.5. В переходный период,т.е. до выполнения условий, перечисленных в п. 3.2.2, для оборудования второйи третьей условных категорий система технического обслуживания и ремонтаоборудования НПС основывается на выполнении восстановительных работ череззаранее определенные по фактическим показателям надежности интервалы времени(наработки) - плановая система ТОР. При этом ТО, Т, С, К выполняются в плановомпорядке на основании графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом ипоказателями надежности. При отклонениях параметров работы оборудования,регистрируемых установленными контрольно-измерительными приборами илиполученных в результате проведения (таблица 2.1) оперативных контролей,оборудование выводится в неплановый ремонт.

3.2.6. Вид системы ТОР длякаждого типа оборудования утверждается главным инженером АО МН на основанииТЭО.

Рекомендуемые виды системыТОР для различных типов оборудования представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Рекомендуемые виды системы ТОРоборудования НПС

Наименование оборудования

Вид системы ТОР

Магистральные насосы

ТОР по техническому состоянию

Подпорные насосы

- " -

Маслосистема

ТОР по техническому состоянию и ППР

Система охлаждения электродвигателей

- " -

Система воздушного охлаждения масла

- " -

Система воздушного охлаждения воды

- " -

Система вентиляции

- " -

Трубопроводная арматура: задвижки;

- " -

обратные клапаны

- " -

Система откачки утечек

- " -

Блок регуляторов давления

- " -

Блок фильтров-грязеуловителей

- " -

Устройство гашения ударной волны

- " -

Котлы и котельно-вспомогательное оборудование

ТОР по техническому состоянию, ППР

Инженерные коммуникации

- " -

Магистральные, подпорные и насосы собственных нужд, трубопроводная арматура, все вспомогательные и технологические системы в случае, если они не эксплуатировались более 0,5 года и не были законсервированы

ППР

Примечание - Сохранение работоспособности оборудования НПС, временно выведенной из эксплуатации без выполнения работ по консервации, обеспечивается поддержанием в помещениях средней температуры не ниже +10 °С и относительной влажности не более 70 % и периодическим контролем технического состояния, осмотром и техническим обслуживанием зарезервированного оборудования по графику, утвержденному главным инженером РНУ. Рекомендуется обкатка оборудования не реже 1 раза в полгода. Обкатка производится в соответствии с паспортами или инструкциями по эксплуатации, время обкатки не менее одного часа.

3.3. Организация и планирование работ по техническомуобслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС

3.3.1. Система техническогообслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию включает в себяпроведение технического обслуживания, диагностических контролей техническогосостояния, выполнение работ при регламентных остановках и восстановлениеработоспособного состояния в случае отклонения значений диагностируемыхпараметров от установленных в нормативно-технической документации.

Руководство АО несетответственность за оснащение объектов МН оборудованием, приборами и системами исодержание их в исправном состоянии. Номенклатура контрольно-измерительнойаппаратуры должна соответствовать требованиям проектной, эксплуатационной иремонтной документации. Система телемеханики, автоматизации и АСУ ТП должнаобеспечивать надежный контроль, измерение и регистрацию технологическихпараметров перекачки и эксплуатационных параметров оборудования и систем.

3.3.2. Исполнителем плановыхдиагностических контролей является бригада диагностики (с соответствующейдиагностической аппаратурой) БПО или опытно-экспериментального участка АО МНили эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, имеющий допуск к работе сдиагностической аппаратурой.

3.3.3. Исполнителемоперативного контроля является дежурный персонал НПС, а также ИТР (таблица 2.1).

Анализ измененияконтролируемых параметров осуществляется главными специалистами РНУ (ЛПДС) сиспользованием базы данных (в т.ч. автоматизированной системы СКУТОР) пономенклатуре и начальным параметрам работы оборудования.

3.3.4. В случае резкогоизменения постоянно контролируемых (оператором или приборами телеметрии)параметров проводится неплановый диагностический контроль с последующимрешением о выводе в ремонт данного оборудования. Решение принимается старшиминженером НПС по согласованию с главным механиком РНУ.

3.3.5. Неплановыйдиагностический контроль осуществляется в случае, когда по результатамоперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.Анализ изменения контролируемых параметров проводится с учетом возможныхизменений режимов перекачки. Необходимость проведения непланового контроляопределяет старший инженер НПС после оповещения диспетчера РДП.

3.3.6. Исполнителяминепланового диагностического контроля являются эксплуатационно-ремонтныйперсонал НПС, бригада диагностики БПО или опытно-экспериментальный участок АОМН.

3.3.7. Исполнителем ремонтаоборудования может быть эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, ремонтнаябригада БПО или сторонней организации, имеющей лицензию на производстворемонтных работ на НПС.

3.3.8. Ремонт пофактическому техническому состоянию производится по результатам планового илинепланового диагностического контроля.

3.3.9. Исполнителем работ вовремя регламентной остановки является эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, бригада диагностикиБПО, опытно-экспериментального участка АО МН или выездная ремонтная бригада БПО.

3.3.10. Регламентнаяостановка производится независимо от результатов последнего диагностическогоконтроля для оборудования, у которого подошел срок регламентных работ,оговоренных в других действующих документах.

3.3.11. Старший инженер НПСобязан обеспечить условия для проведения диагностического контроляоборудования, определенного планом диагностических контролей, подготовитьремонтный персонал НПС для этого или вызвать бригаду диагностики из РНУ.

Результатом работы бригадыдиагностики должно быть решение о работоспособности или неработоспособностидиагностируемого оборудования.

3.3.12. В случае вынесениярешения о работоспособности оборудования бригада должна дать прогноз опредполагаемом времени работы оборудования без отказа или времени следующегодиагностического контроля, довести его до старшего инженера и начальникасоответствующей службы НПС, оформить акт о результатах диагностическогоконтроля.

3.3.13. В случае вынесениярешения о неработоспособности оборудования бригада диагностики должна указатьпредполагаемые дефекты и причины неработоспособного состояния и совместно состаршим инженером НПС определить объем ремонта.

3.3.14. Определениесложности и трудоемкости ремонта осуществляется после проведениядиагностического контроля, решения о выводе данного оборудования в ремонт иопределения предполагаемого объема работ. По предполагаемому объему работоборудование выводят в текущий, средний или капитальный ремонт.

Вид ремонта устанавливаетсяпо предлагаемому объему работ, но не по периодичности.

3.3.15. Если в объемеремонта предусматривается разборка оборудования, то бригада диагностированияпроизводит контроль параметров, оценка которых возможна только при разборке, икорректирует предполагаемый объем ремонта.

3.3.16. На основаниивынесенных решений старший инженер НПС, после согласования с БПО или РНУ,вызывает ремонтную бригаду, не занятую или заканчивающую работу по техническомуобслуживанию или ремонту другого оборудования.

3.3.17. При наличиирезервного работоспособного оборудования срок ремонта допускается переносить посогласованию с соответствующими службами. Ответственность за перенос срокаремонта несет старший инженер НПС и главный механик РНУ.

3.3.18. При достиженииоборудованием срока регламентной остановки старший инженер НПС обязан посогласованию с руководством РНУ и БПО вывести данное оборудование из работы ипередать его для производства диагностики и ремонтных работ исполнителям.

Срок регламентной остановкиразрешается переносить в пределах месяца по заключению службы ТОР БПО лишь списьменного разрешения главного инженера РНУ, и в случае если продолжениеэксплуатации не представляет опасности возникновения аварийной ситуации.

3.3.19. Ответственность завыполнение оперативного контроля работоспособного состояния оборудования НПС,измерение диагностируемых параметров, предварительную обработку диагностическойинформации, решение задач прогнозирования, сбора данных по отказам и наработкамоборудования НПС, учет издержек на восстановление работоспособности,регламентные остановки и диагностирование, взаимодействие со службами РНУ иБПО, реализацию технических решений несет старший инженер НПС или по егоуказанию руководители соответствующих служб НПС.

3.3.20. Основным документомв организации технического обслуживания и ремонта по фактическому техническомусостоянию является годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) графикпериодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок(или плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР).

3.3.21. Ответственность заорганизацию, своевременность проведения, качество технического обслуживания,диагностических контролей и ремонта оборудования несут начальникисоответствующих служб НПС, БПО и главные специалисты РНУ.

Общий контроль завыполнением ТОР оборудования объектов МН осуществляют главные специалисты АОМН.

3.3.22. Годовой графиксоставляется на каждый вид оборудования за 2 месяца до окончания текущегокалендарного года инженерами соответствующих служб НПС совместно с начальникамисоответствующих участков БПО, визируется главными специалистами БПО иутверждается главным инженером РНУ.

3.3.23. Исходными даннымидля составления графиков периодичности ТО, плановых диагностических контролей ирегламентных остановок являются показатели надежности каждого типаоборудования, информация о предусмотренных ранее ТО, диагностических контролях,регламентных остановках, наработке и количестве пусков.

3.3.24.Расчет периодичности диагностических контролей производится с учетом фактическиполученных показателей надежности и срока службы оборудования и основывается наметоде слабого звена (значение наработки между двумя плановыми диагностическимиконтролями tк должно быть не больше значения наработки на отказ слабого звена - , т.е. того звена, которое наиболее часто отказывает в данномвиде оборудования).

Если отработанный ресурсоборудования tот меньше паспортного ресурса tп:

tот < tп,                                                                (3.1)

т.е. когда а > 1,

где                                                                                                                        (3.2)

то контролиосуществляются через время не более чем tк, которое определяется по формуле:

tк = 0,9∙,                                                     (3.3)

Еслиотработанный ресурс оборудования tот больше или равен паспортному ресурсу tп:

tотtп                                                                 (3.4)

или

а1,

то                                                        tк = а ∙ 0,9.                                                  (3.5)

Порядок сбора информации о надежностии определения наработки слабого звена  представлен в разделе11.

На переходном этапе (дополучения достоверной информации о ) периодичность диагностических контролей определяется наосновании показателей надежности прошлых лет.

В последующих разделахРуководства приведена периодичность плановых диагностических контролей длякаждого вида оборудования, которую рекомендуется использовать на переходномэтапе.

Рекомендованнаяпериодичность диагностических контролей уточняется в зависимости от наработки сначала эксплуатации оборудования по формулам (3.1) -(3.5). При этом напереходном этапе вместо используется значение периодичности, указанной в таблицахпоследующих разделов.

3.3.25. Объем работ припроведении плановых диагностических контролей равен сумме объемов работ поопределению каждого диагностируемого параметра с учетом вида применяемогодиагностического оборудования и объема работ при проведении текущего ремонта.

3.3.26. Объем работ,проводимых во время регламентных остановок, равен сумме объемов работ поопределению каждого диагностируемого параметра (до разборки и после нее), работпри проведении ТО, разборки и сборки оборудования и работ, регламентированныхдругими действующими документами.

3.3.27. Контролируемыепараметры, необходимые для оценки работоспособного состояния оборудования,представлены в последующих разделах настоящего Руководства.

Если для оценки техническогосостояния оборудования недостаточно существующих контролируемых параметров, должны быть принятымеры по разработке дополнительных методик и инструкций оценки техническогосостояния оборудования.

3.3.28. С внедрением новыхметодов диагностирования объем контролируемых параметров долженпересматриваться. С пересмотром объема контролируемых параметров должны бытьвнесены коррективы в существующие нормы трудоемкости плановых диагностическихконтролей.

3.3.29. Диагностированиетехнического состояния основывается на сравнении базовых и фактическиххарактеристик оборудования, полученных за определенный период времени.

Базовыми характеристикамиявляются характеристики, полученные после монтажа нового (или послекапитального ремонта) и доводки эксплуатируемого оборудования. Этихарактеристики могут отличаться от паспортных из-за несоответствияпроизводственных размеров деталей конструктивным, износа элементов проточнойчасти и рабочих органов насоса, погрешности пересчета характеристик насоса своды на перекачиваемую жидкость (нефть) и др.

Фактическими (текущими)характеристиками являются характеристики, получаемые в данный период времени (впроцессе эксплуатации).

При переходе к техническомуобслуживанию и ремонту по фактическому техническому состоянию оборудованияпрежде всего уточняются (а в отдельных случаях и снимаются новые) базовыехарактеристики оборудования на головных и промежуточных НПС.

3.4. Порядок передачи в ремонт и приемки из ремонта оборудования

3.4.1. Передача оборудованияв ремонт осуществляется старшим инженером НПС.

3.4.2. Перед сдачей в ремонтоборудование с соответствующими технологическими коммуникациями должно бытьочищено от пыли, масла, грязи. Подходы к оборудованию, а также рабочее местодля ремонта или демонтажа должны быть освобождены от посторонних предметов иподготовлены для укладки деталей и узлов оборудования.

Ответственность заподготовку оборудования к передаче в ремонт возлагается на инженеров служб НПС.

3.4.3. При выводеоборудования в ремонт паспорт (формуляр) на соответствующее оборудование, актсдачи оборудования в ремонт с результатами диагностического контроля (в случаеперехода к системе ТОР по фактическому техническому состоянию) передаетсяисполнителю ремонта (БПО).

Старший инженер и ИТР НПСосуществляют контроль качества ремонта с применением методов и средствтехнической диагностики, а также контроль своевременного и правильногозаполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненныхремонтных операциях.

3.4.4. Приемка оборудованияиз ремонта осуществляется старшим инженером НПС у начальника участка илимастера участка БПО.

3.4.5. Вышедшее из ремонтаоборудование НПС считается принятым в эксплуатацию после проверки его техническогосостояния, проведения испытаний в рабочем режиме (обкатки):

после текущего ремонта - втечение 8 ч;

после среднего икапительного ремонта - 72 ч.

3.4.6. Сдача в ремонт иприемка из ремонта оформляются актом (Приложение А).

3.4.7. В паспорт (формуляр)оборудования, подвергшегося одновременно с ремонтом модернизации, вносятсясоответствующие изменения с указанием даты. В этом случае на оборудовании нижезаводского табличного маркера дополнительно устанавливается табличка суказанием новых параметров, названия организации, выполнившей модернизацию,дата.

3.4.8. БПО (ЦБПО), выпускаяоборудование из капитального ремонта, должна определить сроки следующегодиагностического контроля и ремонта, ресурс с момента начала эксплуатации всоответствии сдействующей нормативно-технической документацией.

Послеремонтный гарантийныйсрок или послеремонтная гарантийная наработка должны быть установлены внормативно-технической документации на ремонт соответствующего оборудования.

3.5. Нормативы трудоемкости работ при проведениитехнического обслуживания и ремонта оборудования НПС

3.5.1. Нормативытрудоемкости работ по ТОР основного и вспомогательного оборудования,соответствующие типовым объемам работ, приведены в последующих разделахнастоящего РД.

Указанными нормами, кромеосновных работ, учтено время на:

ознакомление с чертежами идругой технической документацией;

подготовку рабочего места иприведение его в порядок в конце смены;

получение задания,материалов, инструмента и приспособлений и их сдачу после окончания работы;

подготовку к работевспомогательных механизмов, систем и такелажных приспособлений;

протирку и смазкумеханизмов, инструмента и приспособлений, а также на заправку и заточку их впроцессе работы.

Нормы не учитывают время на:

оформление наряда по ПТБ,допуск к работе, оформление окончания работы по ПТБ;

изготовление приспособленийи инструмента постоянного и разового пользования;

транспортирование со складаматериалов и запасных частей;

устранение недостатков ворганизации работ при ремонте или устранении брака.

Время на выполнениеорганизационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведениеработ в соответствии с ПТБ и проводимых на рабочем месте перед началом работ,составляет 0,2-1 ч в зависимости от объема выполняемых ремонтных работ.

Если узлы и деталиподлежащего ремонту оборудования вследствие воздействия агрессивной среды иликаких-либо других причин, имеют значительные налеты, коррозию, вызывающиедополнительные затраты труда эксплуатационно-ремонтного персонала, то к нормамтрудоемкости ремонтов применяется поправочный коэффициент 1,2.

В тех случаях, когда ремонтнасосов производится на стенде цеха БПО, нормы трудоемкости применяются споправочным коэффициентом 0,85.

В случае проведения ремонтав стесненных, неудобных условиях или в неприспособленных для ремонта данноговида оборудования месте, нормы трудоемкости применяются с поправочнымкоэффициентом 1,1.

Для оборудования,смонтированного на открытых площадках районов Крайнего Севера и приравненных кним районов, вводится коэффициент 1,15.

3.6. Нормы расхода и резерва запасных частей на НПС и в обменномфонде БПО

3.6.1. Установленное на НПСоборудование должно быть обеспечено запасными частями и материалами.

Отделы главных механиковРНУ, службы, ответственные за эксплуатацию механо-технологическогооборудования, должны вести учет (в том числе средствами информационногообеспечения автоматизированных рабочих мест) имеющихся запасных частей,оборудования, принадлежностей и материалов. База данных должна корректироватьсяпо мере использования и поступления новых изделий и материалов.

3.6.2. При хранении запасныхчастей, запасного оборудования и материалов необходимо обеспечить ихсохранность от порчи и использование по прямому назначению.

Оборудование, запасные частии материалы, сохранность которых нарушается под действием внешних атмосферныхусловий, следует хранить в закрытых складах.

3.6.3. В последующихразделах представлены номенклатура в количество запасных частей для каждоговида оборудования, которые необходимы для бесперебойной работы оборудования втечение года и определены в соответствии с данными об интенсивности отказов исроками службы конструктивных элементов в условиях эксплуатации.

При этом запасными частямиявляются как крупные сборочные единицы (узлы), восстанавливаемые и используемыемногократно, так и отдельные детали, работоспособность которых в случаевозникновения отказа не подлежит восстановлению.

3.6.4. Необходимоеколичество запасных частей корректируется с учетом количества эксплуатируемогооборудования и времени его работы в течение года с учетом критериев,характеризующих возможность бесперебойной работы оборудования определенныйпериод времени, в течение которого не будет вынужденных простоев из-за отсутствиянеобходимой запасной части.

3.7. Техническая документация

3.7.1. Каждая НПС должнаиметь техническую документацию, в соответствии с которой оборудование НПСдопускается к эксплуатации:

утвержденную проектную иисполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень оборудования,пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

технические паспорта всегоустановленного оборудования;

инструкции по обслуживаниюкаждого вида оборудования;

должностные инструкции покаждому рабочему месту;

оперативную(эксплуатационную) документацию с указанием предельных величин контролируемыхрабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительнойсигнализации и аварийных защит;

документацию по сбору данныхо надежности оборудования;

документацию техническогообслуживания и ремонта объектов НПС.

3.7.2. Все конструктивныеизменения, вносимые в процессе эксплуатации и во время ремонтов оборудования,должны быть согласованы с заводом изготовителем, утверждены главным инженеромАО и отражены в схемах, чертежах, паспортах оборудования старшим инженером НПСс указанием даты внесения изменения.

3.7.3. В должностныхинструкциях должны быть указаны:

перечень инструкций поэксплуатации и техническому обслуживанию оборудования и директивные материалы,схемы систем и устройства оборудования, знание которых обязательно для лица,занимающего данную должность;

права, обязанности иответственность персонала;

взаимоотношения сруководством, подчиненными и другим персоналом, связанным по работе.

В случае изменения условийэксплуатации оборудования в инструкции вносятся соответствующие дополнения, очем сообщается работникам, для которых обязательно знание этих инструкций, сзаписью в журнале инструктажа.

Инструкции пересматриваютсячерез 5 лет (или по мере поступления нового оборудования, внесения изменений втехнологические схемы перекачки и т.д.).

3.7.4. Оперативнаядокументация по эксплуатации оборудования НПС должна включать:

оперативный журнал;

формы учета работы объектовНПС, в которых должны отражаться дата, время, причина пуска и остановокобъектов НПС, а также время простоя; сведения о режиме перекачки (формы должныпозволять определять наработку и число пусков оборудования);

ведомости результатовоперативных диагностических контролей, проводимых ежесменно;

журналы результатов обходаобъектов начальником НПС, старшим инженером, инженерами соответствующих служб идежурным персоналом.

Оперативная документациязаполняется дежурным персоналом станции.

3.7.5. Документация по сборуданных о надежности оборудования включает в себя журналы учета отказов инеисправностей НПС, в которых регистрируются следующие данные:

дата и время возникновенияотказа;

наименование (код)отказавшего узла;

причина отказа;

наработка с началаэксплуатации и после предыдущего ремонта;

количество пусков(включений) насосных агрегатов и арматуры;

время и трудозатраты напроведение ремонтных работ;

должность и фамилияответственного лица за выполнение ремонта.

Расследование причин отказовосуществляется инженерами соответствующих служб. Сведения хранятся у старшегоинженера НПС.

До обслуживающего персоналадоводятся причины возникновения отказов и принятые меры по предотвращению ихповторения.

3.7.6. Документациятехнического обслуживания и ремонта обслуживания и ремонта объектов НПС содержит:

графики плановых ремонтов,технических обслуживаний, плановых диагностических контролей и регламентныхостановок для каждого вида оборудования;

журнал учета ремонтов и ТО,в котором указываются: дата проведения ТО или ремонта, вид ремонта или ТО,трудоемкость, наработка между ремонтами или ТО, расход и стоимость материаловили деталей, время простоя оборудования, ответственный исполнитель;

журнал учета диагностическихконтролей и регламентных остановок для системы ТОР по фактическому техническомусостоянию, который содержит дату диагностического контроля и регламентнойостановки, диагностируемые параметры, их значения (допустимые и реальные),решение о работоспособности, предполагаемый и выполненный объем ремонта,ответственный исполнитель планового диагностического контроля и регламентнойостановки;

бланки нарядов-допусков напроизводство ремонтных и диагностических работ;

акты сдачи и приемки изремонта оборудования;

акты проведения плановыхдиагностических контролей и регламентных остановок.

Журналы ТО, ремонтов идиагностических контролей можно совместить.

Форма журналов учета ТО,ремонтов, диагностических контролей может корректироваться каждым предприятиемАО МН.

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ ИВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

4.1. Общие положения

Система техническогообслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосовпредусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтоввыездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО или ремонтными бригадамиНПС (при предполагаемом малом объеме ремонта).

Диагностический контрольосуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах.

Текущий ремонт не требуеттранспортировки узлов на БПО и осуществляется без вскрытия крышки насосов;средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента),при этом ротор заменяется новым или отремонтированным. Демонтированный ротор всборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта.

Капитальный ремонт насоса,как правило, выполняется силами БПО. Ремонт фундамента, стакана вертикальногонасоса, демонтаж и монтаж насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО.

В случае прекращенияпроизводства ремонтных работ, связанных с разборкой насоса, на 8 и более часов(например, на ночь) крышка должна быть установлена на корпус насоса изакреплена. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.

Перед проведениемтехнического обслуживания или выводом в ремонт на эксплуатируемом насосномагрегате (НА) необходимо замерить вибрационные параметры согласно п. 4.2.4,проконтролировать величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательныхтрубопроводов, давление и температуру масла, температуру подшипников и другиепараметры, характеризующие исправность оборудования. Перед выводом насосногоагрегата в ремонт замерить и оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата.Результаты контроля представить ремонтной бригаде для целенаправленноговыполнения технического обслуживания и ремонта.

Магистральные и подпорныенасосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 часовпосле текущего ремонта и 72 часов после среднего и капитального ремонтов. Приобкатке контролируются и фиксируются эксплуатационные параметры насосногоагрегата, оцениваются их значения по сравнению с измеренными до вывода агрегатав ремонт и составляется заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяютсябазовые характеристики (напорные, энергетические, виброакустические), коэффициентполезного действия, температура подшипников с указанием режима работы (подачи,напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которыхдопускается ввод НА в эксплуатацию (п. 4.2.6).

Полученные характеристики ипараметры вводятся в базу данных АСУ (АРМ, системы СКУТОР).

Базовые характеристикиопределяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (повозможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса.

Вспомогательные насосы послеремонта подлежат обкатке в течение одного часа. По параметрам работывспомогательных насосов во время обкатки выносится заключение о допуске их кэксплуатации. Базовые характеристики работы вспомогательных насосовопределяются после обкатки.

Монтаж, обслуживание иремонт виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатовдолжны выполняться в соответствии с ТУ 39-00147105-01-96 [33],инструкциями по монтажу и эксплуатации соответствующих комплектующих изделийВКС [33,34,35,36,37,38].Все основные составные элементы ВКС - упрочненная вибродемпфирующая рама,виброизолирующие опоры типа А, АГП, АПМ, упругая компенсирующая муфта УКМ,компенсирующие патрубки ПРКУ, КР или компенсаторы типа СК - не требуютспециального обслуживания и проведения каких-либо регулировочных работ втечение всего срока службы. Необходимо лишь периодически (не реже одного раза вгод) проверять плотность затяжки крепежных болтов и протирать поверхностьизделий ветошью в случае попадания на них нефти или минеральных масел. Срокслужбы до замены наиболее "слабого звена" в ВКС - резинокордныхоболочек РКД - 13 лет. Порядок замены оболочек описан в инструкции поэксплуатации патрубков ПРКУ и КР.

4.2. Контроль работоспособности насосных агрегатов

Контроль работоспособностинасосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей(оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическимкритериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей,оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации. Порядок определенияпараметрических и виброакустических значений и оценка технического состояния поним приведены в п.п. 4.2.4, 4.2.5 и 4.2.6.

По результатамдиагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт(текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.

4.2.1. Типовойобъем работ при оперативном диагностическом контроле

Оперативный диагностическийконтроль основных, подпорных и вспомогательных насосных агрегатовосуществляется оператором каждые два часа визуально по показаниямконтрольно-измерительной аппаратуры, установленной в операторной (аппаратураконтроля вибрации, температуры, давления, подачи, утечек, силы тока и пр.).

Периодичность, форма и объемрегистрируемых параметров должны быть определены нормативными документами сучетом возможной ручной, автоматизированной или смешанной системы регистрацииинформации.

Оценка вибрации основныхмагистральных и подпорных насосов осуществляется по контрольно-сигнальнойвиброаппаратуре (КСА). Регистрация величины вибрации производится не менееодного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме.При отсутствии КСА дежурный персонал производит измерения переноснымивиброметрами.

В качестве измеряемого инормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратическое значение(СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10-1000 Гц.

Измерение значенийвиброскорости осуществляется в вертикальном направлении на каждой подшипниковойопоре. При этом регистрируется соответствующий режим работы насоса - подача идавление на входе.

Необходимость проведениякаких-либо дополнительных диагностических или проверочных работ по результатамоперативного диагностического контроля определяет старший инженер НПС.

4.2.2. Типовойобъем работ при плановом диагностическом контроле

Периодичность плановогодиагностического контроля определяется по наработке на отказ наиболее слабогозвена согласно п. 3.3.24.

В объем работ плановогодиагностического контроля входит контроль параметров, предусмотренный таблицей 4.4 сучетом требований п. 4.2.4 и 4.2.5.

Для магистральных иподпорных насосов, если  превышает 2000 часов, кромепланового контроля через каждые 2000 часов наработки осуществляется оценка КПДи напора без остановки насоса. При величинах КПД и напора соответствующихдопустимым значениям согласно п. 4.2.6 насосный агрегат эксплуатируют донаработки равной наработке на отказ слабого звена.

Периодичность оценки КПД инапора для магистральных и подпорных насосов определена в 2000 часов, исходя изнеобходимости оценки снижения КПД по мере износа элементов щелевого уплотнениярабочего колеса и других факторов (п. 4.2.6).

При наработке,соответствующей наработке слабого звена, насосного агрегат выводят изэксплуатации для проведения диагностического контроля данного звена и оценкитехнического состояния других деталей, доступных для осмотра.

Перед остановкой определяютэксплуатационные параметры НА при установившемся режиме перекачки для оценкиего работоспособности и определения необходимости какого-либо ремонта.

Во время плановогодиагностического контроля с выводом из эксплуатации насоса производятся всеоперации, выполняемые при техническом обслуживании (п. 4.4).

Для вспомогательных насосныхагрегатов измеряется интенсивность вибрации по величине среднеквадратическогозначения виброскорости на корпусах подшипниковых узлов и на лапах креплениянасосов к фундаментной плите или раме в вертикальном направлении.

4.2.3. Неплановыйдиагностический контроль

Неплановый диагностическийконтроль проводится с целью определения неисправности насоса в следующихслучаях:

при резком изменениипараметрических характеристик НА, не связанном с изменением режима перекачки;

если интенсивность вибрации,приведенная к номинальному режиму перекатчики, в любой из контролируемых точекпревысила 6,0 мм/с для основных магистральных и подпорных насосов или величину,равную 0,9 от предельно допустимого значения - для вспомогательных насосов(таблица 4.2);

если интенсивность вибрациипревысила базовое значение в 2 раза;

если интенсивности вибрациина лапах корпуса насоса превысила 1,8 мм/с;

если при установившемсярежиме перекачки происходит внезапное изменение вибрации на 2 мм/с от любогопредшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

если уровень шума насосаизменился на 6 дБА относительно базового значения;

если температура подшипниковизменилась на 10 °С относительно базового значения в определенных климатическихусловиях (зима, лето).

В объем неплановогодиагностического контроля входят работы планового диагностического контроля, атакже, в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля ихарактера отклонений измеряемых величин: проверка центровки агрегата;

осмотр и оценка техническогосостояния муфты, соединяющей валы насоса и двигателя;

снятие крышки узларадиально-упорного подшипника и контроль степени затяжки гайки, состояниядеталей подшипников, контровочного кольца и их посадки;

демонтаж и осмотр деталейторцовых уплотнений; измерение и анализ спектральных составляющих виброскоростив точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем, с цельюопределения причин повышенной вибрации (корпус насоса, всасывающий и напорныйпатрубки, лапы насоса и головки фундаментных болтов и пр.), построениеконтурных виброхарактеристик.

4.2.4.Контроль работоспособности насосов по вибрационным параметрам

4.2.4.1. Все магистральные иподпорные насосные агрегаты должны быть оснащены контрольно-сигнальнойвиброаппаратурой (КСА) с возможностью контроля текущих параметров вибрации,автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением припредельно допустимом значении вибрации.

До установки контрольно-сигнальныхсредств контроль и измерение величины вибрации осуществляются портативными(переносными) средствами виброметрии, которые должны быть на каждой НПС.

4.2.4.2. Контроль уровнявибрации вспомогательных насосов - насосов откачки утечек, маслонасосовнасосов, насосов систем водоснабжения и отопления и пр. должен осуществляться спомощью переносной аппаратуры.

4.2.4.3. Датчикиконтрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждойподшипниковой опоре основного и горизонтального подпорного насосов для контролявибрации в вертикальном направлении. Для вертикальных подпорных насосов датчикиустанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла насоса дляконтроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.

4.2.4.4. При наличиимногоканальной виброаппаратуры рекомендуется дополнительно устанавливатьдатчики для контроля вибрации в горизонтально-поперечном и осевом направленияхкаждого подшипникового узла.

4.2.4.5. Вертикальнаясоставляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника надсерединой длины его вкладыша.

Горизонтально-поперечная игоризонтально-осевая составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насосапротив середины длины опорного вкладыша.

Вибрация всех элементов креплениянасоса к фундаменту измеряется и контролируется в вертикальном направлении.

У насосов, не имеющихвыносных подшипниковых узлов (насосы со встроенными подшипниками), вибрацияизмеряется как можно ближе к оси вращения ротора.

4.2.4.6. Средства контролявибрации и методы вибродиагностики должны обеспечивать решение следующих задач:

своевременное обнаружениевозникающих дефектов составных частей оборудования и предотвращение егоаварийных отказов;

определение объема ремонтныхработ и рациональное их планирование;

корректировка значениймежремонтных интервалов и прогнозирование остаточного ресурса составных частейоборудования по его фактическому техническому состоянию;

проверка работоспособностиоборудования после монтажа, модернизации и ремонта, определение оптимальныхрежимов работы оборудования.

4.2.4.7. Для проведениядиагностических контролей используется виброаппаратура с возможностью измеренияспектральных составляющих вибрации (типа ВВМ-337Н), шумомеры с возможностьюизмерения октавных составляющих (ВШВ-003), приборы, позволяющие определятьтехническое состояние подшипников качения (ИСП-1В) или аналогичные им, но сбольшими функциональными возможностями отечественного или зарубежногопроизводства.

4.2.5.Оценка работоспособности насосов по виброакустическим параметрам и температуре

4.2.5.1. Общая оценкатехнического состояния по вибрации производится в соответствии с нормамивибрации насосов (таблицы 4.1 и 4.2).

4.2.5.2. После монтажанового или отремонтированного насоса, проведения ремонта, замены муфты,установки рабочего колеса другого типоразмера и пр. производятся измерения ификсируются базовые значения вибрации, температуры и шума. При этом, если режимработы насосного агрегата лежит в диапазоне подач (0,8-1,2) Qном.,насос допускается к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшипниковыхузлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных болтов (лапах корпуса) - неболее 1,0 мм/с. В противном случае считается, что насос неисправен или егомонтаж выполнен некачественно. Необходимо установить причины повышеннойвибрации и устранить их.

Причины вибрации насосныхагрегатов и характер их проявления представлены в Приложении Б, тамже рекомендованы способы устранения дефектов.

Таблица 4.1. Нормы вибрации магистральных иподпорных насосов

Величина среднего квадратического значения виброскорости, мм/с

Оценка вибросостояния насоса

Оценка длительности эксплуатации

До 2,8

Отлично

Длительная

Свыше 2,8 до 4,5

Хорошо

Длительная

Свыше 4,5 до 7,1 (для номинальных режимов)

Удовлетворительно, необходимо улучшение

Ограниченная

Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинального)

Удовлетворительно

Длительная

Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинального)

Удовлетворительно, необходимо улучшение

Ограниченная

Свыше 11,2

Недопустимо

Недопустимо

Примечание - При режимах перекачки отличных от номинального и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных и подпорных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи.

Таблица 4.2. Предельно допустимые нормывибрации при эксплуатации насосов вспомогательного оборудования

Величина высоты оси вращения ротора, мм

Среднее квадратическое значение виброскорости, мм/с

до 80

1,8

от 80 до 132

2,8

от 132 до 225

4,5

свыше 225

7,1

4.2.5.3. Сравнение и анализизменения величин вибрации насосного агрегата, эксплуатируемого на различныхподачах, производятся по приведенным к номинальной подаче величинам вибрации.Зависимость изменения величины вибрации от конкретной величины подачиориентировочно представлены на рисунке 4.1.Для конкретного типоразмера насоса и его рабочего колеса рекомендуется получитьтакую зависимость экспериментально.

Рисунок 4.1. - Усредненнаязависимость изменения интенсивности вибрации насосов с номинальными рабочимиколесами от подачи

насосы НМподачей от 7000 до 10000 м3

насосы НМподачей от 1250 до 3600 м3/ч

4.2.5.4. По результатам измерения вибрации для каждой контролируемойточки строится график (тренд) изменения среднего квадратичного значениявиброскорости в зависимости от наработки (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2. - К определению остаточного ресурса машины по уровнювибрации

До виброскорости 6,0 мм/с линию тренда можнопредставить прямой линией, проведенной согласно полученным значениям вибрации.

Далее линия тренда проводится по значениям вибрации,соответствующим наработке насосного агрегата после виброскорости 6,0 мм/с.Линия тренда, построенная после достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, какправило, будет располагаться под большим углом к оси абсцисс и позволит оценитьвремя наступления предельно допустимого значения вибрации τ1- при предельном значении виброскорости 7,1 мм/сили τ2 - при 11,2 мм/с.

Для более достоверной оценки технического состояния иостаточного ресурса отдельных деталей или узлов рекомендуется строить также тренд по основнымспектральным составляющим, указывающим возможные дефекты насосных агрегатов(Приложение Б).

4.2.5.5. Трудоемкостьвыполнения оперативного, планового, непланового диагностических контролей повиброакустическим параметрам и температуре магистральных и подпорных насосовпредставлена в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Трудоемкость работ при проведениидиагностических контролей по виброакустическим параметрам и температуре наединицу оборудования

Тип оборудования

Трудоемкость диагностического контроля, чел.-ч

Оперативный

Плановый

Неплановый

После ремонта

Магистральные насосы

0,5

2,0

2,5

2,0

Подпорные горизонтальные насосы

0,5

2,0

2,5

2,0

Подпорные вертикальные насосы

0,5

1,5

2,0

1,5

Вспомогательное оборудование

-

1,0

1,5

1,0

4.2.5.6. Видыдиагностических работ и допустимые значения контролируемых виброакустическихпараметров и значений температур для магистральных и подпорных насосовприведены в таблице 4.4. Различают параметры диагностирования дляновых или вводимых в эксплуатацию после ремонта агрегатов и параметры насосныхагрегатов, находящихся в эксплуатации.

Таблица 4.4. Виды диагностических работ идопустимые значения контролируемых виброакустических параметров и значенийтемператур для магистральных и подпорных насосов

Вид диагностических работ

Контролируемый параметр и место измерения

Допустимые значения параметров

Оперативный диагностический контроль

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в вертикальном направлении

6,0 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса в вертикальном направлении

1,8 мм/с

Температура подшипников

Увеличение температуры относительно базового значения на 10 °С

Плановый диагностический контроль

СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях

6,0 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса, головках анкерных болтов в вертикальном направлении

1,8 мм/с

Уровень шума

Увеличение относительно базового значения на 6 дБА

Температура подшипников

Увеличение температуры относительно базового значения на 10 °С

Вибрация опорно-упорного подшипника или подшипников качения определяемая прибором типа ИСП-1В

Не более 45 дБ

Неплановый диагностический контроль

Контролируемые параметры, их допустимые значения и место измерения соответствуют плановому диагностическому контролю

 

Послеремонтный диагностический контроль

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях

не более 4,5 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса и головках анкерных болтов в вертикальном направлении

не более 1 мм/с

Вибрация опорно-упорного подшипника или подшипников качения, определяемая прибором типа ИСП-1В.

не более 35 дБ

Температура подшипников

не выше 70 °С

4.2.6.Оценка работоспособности насосов по параметрическим критериям

4.2.6.1. После монтажа ипуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или насосного агрегата послеремонта необходимо для всех насосов определить рабочие параметры, называемыебазовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса отпаспортных значений в сторону уменьшения на 4 % и более, а КПД насоса более 3 %в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследованиенасосного агрегата, запорной арматуры и вспомогательных систем, включаяобследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливкикорпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механическойобработки. Порядок определения напора и КПД насосного агрегата подробно изложенв РД 39-0147103-342-89 [1]. Деформации характеристикнасосного агрегата могут быть вызваны следующими причинами, указанными втаблице 4.5.

Таблица 4.5.Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформаций характеристик

Возможные причины

Напор и КПД ниже, мощность без изменения

Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса

Увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса

Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса

Работа насоса в режиме кавитации

Напор и мощность ниже, КПД без изменений

Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса

Скорость вращения ниже номинальной

Искажение 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

Пропускает обратный клапан

Напор без изменений, мощность выше, КПД ниже

Дефекты подшипниковых узлов и их сборки

Расцентровка насоса и электродвигателя

Прогиб вала

Перезатянуто торцевое уплотнение

Деформация корпуса насоса из-за дополнительных напряжений от всасывающего и напорного патрубков

Повышенные механические потери

Напор и мощность выше, КПД без изменений

Увеличенный наружный диаметр рабочего колеса

Скорость вращения выше номинальной

Напорная характеристика более полога, величина максимального КПД смещается в сторону больших подач

Увеличенная площадь спирального отвода

Напорная характеристика более крутая, величина максимального КПД смещается в сторону меньших подач

Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными

Кривая напора «срывается» раньше

Большие гидравлические потери во входной улитке насоса, например, из-за выступа на стыке крышки насоса с основанием

Недостаточный подпор на входе в насос

Допустимый кавитационный запас выше паспортного

Износ входных кромок лопаток рабочего колеса

Чрезмерный износ щелевых уплотнений рабочего колеса

В случае значительногоотличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производитьдоводку насосного агрегата согласно вышеприведенной таблице с последующим повторнымопределением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.

Основным критериемудовлетворительной работы торцовых уплотнений является величина утечек,замеряемая объемным способом, которая должна быть не более 0,3∙10-3м3/ч (0,3 л/ч).

Допускается кратковременное,в течение 24 ч работы насоса, увеличение утечек до 0,7л/мин.

Контроль работоспособноститорцовых уплотнений насоса может осуществляется также измерением температурыторцового уплотнения с помощью термодатчика и температуры нефти в насосе навходе в камеру торцовых уплотнении (Приложение В).

4.2.6.2. В процессеэксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствиеизноса деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшенияхарактеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевогоуплотнения рабочего колеса.

Причины отличия текущиххарактеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводскихпаспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкойпроточной части насоса (таблица 4.5).

Насосные агрегаты необходимовыводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6 % иболее для насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для вертикальныхподпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового можетуточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценкииз условия, что стоимость ремонта, при котором обеспечивается восстановлениепервоначального КПД, будет более затрат, вызванных с перерасходомэлектроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ это величинасоставляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - на 4 %;НМ 1250-260 - на 3,5 %; НМ 2500-230 - на 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - на 2 %; подпорные вертикальныенасосы - на 3,5 %).

Решение о дальнейшейэксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетомрезультатов диагностирования.

4.2.6.3. Диагностированиесостояния насосных агрегатов по параметрическим критериям допускаетсяпроизводить как на основе данных, полученных по каналам телемеханики, так и наоснове контрольных измерений с применением образцовых средств измеренийдавления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности ивязкости перекачиваемой нефти.

Измеряемые параметры исредства измерения:

давление на входе и выходенасосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления сточностью 0,6 % при использовании системы АСУ ТП или образцовыми манометрами МОкласса 0,25 или 0,4;

подача определяется по узлуучета, по объемам резервуаров с помощью переносных ультразвуковых расходомеровили другими способами;

мощность, потребляемаянасосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности сточностью 0,6 %. При установившихся режимах для грубой оценки допускаетсяопределять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру иамперметру. Мощность, потребляемую насосным агрегатом, можно замерить икомплектами К-506, К-505 или им подобными;

частота вращения роторазамеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5 %;

плотность и вязкостьперекачиваемой нефти определяются по узлам учета или в химлаборатории НПС.

Условия выполнения измеренийпараметров следующие:

из расчетов должны бытьисключены значения текущих параметров, измеренные в первые 72 часа послемонтажа или ремонта насоса, т. к. в это время происходит приработка деталей иинтенсивный рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса;

при запуске или остановкеконтролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;

при переключенияхизмерительных линий на узлах учета нефти.

Замер параметров проводитсятолько при установившемся (стационарном) режиме перекачки.

Контроль стационарностирежима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения)или по давлению на входе или выходе НА. Колебания контролируемого параметра недолжны превышать ± 3 % от среднего значения.

Параметры измеряются прибескавитационном режиме работы НА (контролируются при измерении вибрации и подавлению на входе в насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

При проведениипараметрических испытаний выполняется анализ перекачиваемой нефти сопределением плотности и вязкости каждый раз при смене потока нефти, но не режеодного раза в сутки.

Значения текущих параметровдолжны быть приведены к условиям, при которых получены базовые характеристикисогласно ГОСТ 6134-87 [2].

Для насосов типа НМ спостоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти нанапорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0∙10-4м2/с для насосов с подачей 1250 - 2500 м3/ч, вязкостиболее 2∙10-4 м2/с - для остальных насосов. Влияниевязкости на энергетическую характеристику (η - Q) необходимо учитывать привязкости более 0,6 ∙ 10-4 м2/с.

Оценку текущих параметров:подачи, мощности, напора и КПД необходимо производить по среднеарифметическомузначению 3-х замеров (не менее).

Для построения любойхарактеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек (режимов), чтобыполностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.

Более подробно оценкатекущих параметров и построение характеристик насосных агрегатов изложены в [1].

4.3. Выполнение регламентных работ

4.3.1. Если в паспортах, ТУ,инструкциях и других нормативных документах на насосные агрегатырегламентированы другие работы с объемом и периодичностью, отличными отизложенных, то они являются обязательным дополнением к приведенным в настоящемРД работам и могут выполнятся как при работающих насосах, так и прирегламентных остановках.

Перед регламентнойостановкой осуществляется диагностический контроль насоса в объеме планового.

Если регламентная остановканасоса связана с проведением дефектоскопии вала, то выполняемый объем работприравнивается к среднему ремонту.

Регламентная остановка такжепроизводится для замены рабочих колес насоса на другие типоразмеры, если этопредусматривается технологическими режимами работы нефтепровода.

Регламентные остановкисовмещаются по возможности с ремонтами насосов, техническим обслуживанием илиплановым диагностическим контролем.

4.3.2. Особенностиорганизации эксплуатации и технологии дефектроскопии валов насосов

4.3.2.1. Валы насосов должныиметь паспорт (формуляр) и сертификат завода-изготовителя и пройти обязательныйвходной, а в процессе ремонта насоса - дефектоскопический контроль.

4.3.2.2. Работоспособностьвалов необходимо контролировать при эксплуатации путем измерения и анализавибрации на подшипниковых опорах при рабочих режимах насосного агрегата, атакже на "выбеге" с помощью приборов амплитудно-частотного илифазо-частотного методов анализа.

4.3.2.3. Каждое АО МН должноиметь службу дефектоскопии, в составе которой должны быть лица, обученныепроведению дефектоскопии валов и имеющие свидетельства на право проведениядефектоскопии.

Служба должна быть оснащена,как минимум, средствами ультразвукового и вихретокового контроля валов, а такжесредствами визуального контроля.

Для проведения визуальногоконтроля рекомендуется применять оптические приборы с десятикратным увеличением(лупы ЛП1, ЛАЗ, ЛА114, ЛПШ474 и др.).

Рекомендуемые средстваконтроля валов вихретоковым методом:

вихретоковый дефектоскоптипа ВД-87НСт или аналогичные ему;

вихретоковый преобразовательтипа ПН-15ТД или аналогичные ему;

преобразователь типа ПН-15Адля контроля конических и цилиндрических поверхностей;

преобразователь типа ПН-15Бдля контроля конических и цилиндрических поверхностей в галтелях и проточках;

преобразователь типа ПН-15Вдля контроля резьбовых поверхностей;

образец контрольный(настроечный) с элементами вала для проверки работоспособности дефектоскопа.

Рекомендуемые средстваконтроля ультразвуковым методом:

дефектоскопы типа УД2-12 (ТУ25-7761.001-86); УД-10УА; УД-10П; ДУК-66М или аналогичные им зарубежные типаЕРОСН II В, ЕРОСН III, М-300, М-101; или отечественного производства(УД-25Р, ИД-100Б) при условии доработки технологии ультразвукового методаконтроля с учетом особенностей этих приборов;

пьезоэлектрическиепреобразователи совмещенного типа рабочей частоты 2,5 МГц: прямые (П111-2,5 илиП112-2,5 из комплекта дефектоскопа УД2-12);

наклонныеНК001.02.00.00.000, НК001.02.00.00.000-01, НК001.02.00.00.000-02,НК001.02.00.00.000-03), обеспечивающие соответственно ввод поверхностных волн,а также ввод ультразвуковых колебаний в тело вала под углами 65°, 50°, 40°;

раздельно-совмещенные изкомплекта дефектоскопа УД2-12.

Рекомендуемые средстваконтроля магнитопорошковым методом:

дефектоскопы типа ПМД-70 (ТУ25.06.1604-79), МД-50П (ТУ 25-06.1700-75) или аналогичные им отечественные изарубежные.

При использованиилюминесцентных магнитных порошков и паст применяются облучателиультрафиолетовые типа КД-31Л (ТУ 25-06.1719-75), КД-33Л (ТУ 25-06.1887-79) идр.

Магнитный порошок можетнаноситься двумя способами: сухим или мокрым. В первом случае для обнаружениядефектов применяют сухой магнитный порошок, во втором - магнитную суспензию(взвесь магнитного порошка в дисперсной среде).

Для контроля можноиспользовать черный магнитный порошок (ТУ 6-14-1009-79), выпускаемыйКемеровским анилинокрасочным заводом; черную ЧВ-1 или красную КВ-1 водные пасты(ТУ 6-09-4823-80), выпускаемые опытным производством ВНИИ реактивэлектрон;люминесцентный магнитный порошок «Люмагпор-1» (ТУ 6-14-295-77) и люминесцентныемагнитные пасты МЛ-1, МЛ-2, выпускаемые НПО «Краситель» (г. Рубежное Луганскойобласти), другие порошки и пасты, аналогичные указанным.

4.3.2.4. Дефектоскопия валовмагистральных насосов осуществляется согласно РД 153-39ТН-010-96 [3].

4.3.2.5. Для определениянаработки вала, указанной в РД, на предприятиях должен быть организован учетсуммарной наработки вала с начала его эксплуатации и после проведенияпоследнего дефектоскопического контроля, результатов входного и последующихдефектоскопических обследований вала, средней величины передаваемой мощности впериод между техническими осмотрами и ремонтами насосного агрегата (или впериод между работами по дефектоскопии вала), числа пусков насосного агрегата.Указанные сведения должны быть отражены в паспорте или формуляре вала.

4.3.2.6. После обнаруженияявлений фреттинга, проявляемых, как правило, на поверхностях шпоночного паза,это место вала должно быть покрыто твердой смазкой.

В случае увеличения размерашпоночного паза в соответствии со следующим типоразмером шпонки (например, приустранении допускаемых трещин или ослаблении посадки), а также при необходимостифрезерования второго шпоночного паза должен быть выполнен расчет на прочность сучетом фактического передаваемого крутящего момента и отработанного времени.

При фрезеровании пазаобеспечить радиус перехода между боковой стенкой и дном паза не менее одногомиллиметра.

Соответствующий радиусдолжен быть у шпонки.

Недопустима установказаглушек в старые пазы, так как при этом возникают постоянные растягивающиенапряжения, способствующие усталостному разрушению.

Отремонтированный валподвергается повторному дефектоскопическому контролю.

4.3.2.7. При закупке АО МНотечественных и зарубежных средств контроля и дефектоскопии валов приобретаемоесредство обязательно должно иметь сертификат Госстандарта России. В случаеотсутствия сертификата при заключении контракта (договора) на постановку должнабыть предусмотрена сертификация покупаемых средств контроля, производствокоторой возможно и на базе поставляющей фирмы (для импортных средств).

4.3.2.8. Изготовление,метрологическая аттестация и использование контрольных образцов для настройкидефектоскопов осуществляется в соответствии с документацией ИПТЭР.

4.3.2.9. Обучение иаттестация персонала служб дефектоскопии АО МН должны проводиться согласноправилам аттестации специалистов неразрушающего контроля, утвержденнымГосгортехнадзором» России 18 августа 1992 г., и другим нормативным актам понеразрушающему контролю.

4.4.Типовой объем работ по техническому обслуживанию

4.4.1. Техническоеобслуживание (ТО) насосов осуществляется эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС.

4.4.2.Для магистральных и подпорных насосов проводятся проверки: состояния фланцевых и резьбовых соединений, затяжкифундаментальных болтов; уровня масла в маслобаках, герметичности маслопроводови вспомогательных трубопроводов; герметичности торцовых уплотнений роторанасоса; затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт;равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой беспромвальногоузла, наличия всех болтов и их затяжки; герметичности уплотнения вразделительной стенке между отделениями насосов и электродвигателей (черезкаждые шесть месяцев).

Кроме того, для подпорныхнасосов производятся:

дополнение консистентнойсмазки Литол 24 в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80;

проверка по маслоуказателюуровня турбинного масла в НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 и восстановление уровняпри необходимости;

замена смазки для насосовНПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 через каждые 900±50 часов работы, для насосов НПВ3600-90 и НПВ 5000-120 - через каждые 3000±300 часов;

осмотр резиновых колецвтулочно-пальцевой муфты через каждые 7000 часов работы;

полная замена масла вкорпусе упорного подшипника, смазки радиального подшипника промежуточного валаи зубчатой муфты насоса Вортингтон 26 QLCM/2 через каждые 5000 часовработы.

Устранение обнаруженныхнеисправностей и дефектов, осуществляется при отключенном агрегате илиобесточивании энергоснабжения насосов системы с соблюдением требований ПТЭ иПТБ.

Если насосный агрегатнаходится в состоянии резерва более месяца, то с целью проверки егоработоспособности производится кратковременное включение его в работу один разв месяц и прокрутка ротора не реже 1 раза в 15 дней с поворотом на 180° дляпредотвращения прогиба вала насоса.

4.4.3. Для насосоввспомогательных систем осуществляются:

проверка состоянияфундаментных болтов, муфты соединения насоса с электроприводом;

набивка или замена сальниканасоса, смазка подшипников;

подтяжка фланцевыхсоединений насоса;

проверка герметичностизапорной арматуры, трубопроводов, плавности открытия в закрытия задвижек ивентилей;

устранение подтеков инеплотностей маслопроводов, трубопроводов утечки нефти и опорожнения насоса.

4.4.4. В объем техническогообслуживания входят все работы, предусмотренные паспортами и инструкциями поэксплуатации конкретных насосных агрегатов.

4.5. Типовой объем работ при текущем ремонте

4.5.1. Для магистральных иподпорных насосов производятся все операции технического обслуживания, а также:

подготовка транспортныхсредств, подъемных механизмов и приспособлений, инструментов; проверка наличияи состояния запасных частей, мест для укладки узлов и деталей насоса; проверкасостояния подшипников, торцовых уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт; сменасмазки зубчатой муфты; измерение радиальных зазоров во вкладышах подшипников,натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения; разборка,дефекация и сборка торцовых уплотнений; вновь устанавливаемые торцовыеуплотнения должны пройти обкатку и испытание на стенде БПО; проверкагерметичности стыков крышки с корпусом основных и горизонтальных подпорныхнасосов, крышки со стаканом вертикальных подпорных насосов; контрольработоспособности и, при необходимости, ремонт системы обогрева элементовкартера вертикальных насосов; проверка центровки и подготовка насосногоагрегата к пуску; пуск, измерение и анализ рабочих параметров насосногоагрегата под нагрузкой.

4.5.2. Для насосоввспомогательных систем выполняются все операции ТО, а также: разборка, промывкадеталей и узлов, дефектация и замена изношенных деталей, сборка и монтажотремонтированного насоса; проверка центровки, пуск и проверка рабочихпараметров.

4.6. Типовой объем работ при среднем ремонте

4.6.1. При среднем ремонтемагистральных и подпорных насосов производятся все операции текущего ремонта, атакже: опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса; очистка, промывка ивизуальный осмотр узлов и деталей; проверка состояния надежности крепления истопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников (если вал не меняется);проверка степени износа импеллерных втулок; контроль размеров и техническогосостояния посадочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочегоколеса, при необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров вщелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативныхзначений, указанных в Приложении Г, замена уплотнительного кольца иливосстановление размеров элементов щелевого уплотнения; дефектоскопия вала (еслисрок ее проведения совпадает с временем выполнения среднего ремонта) согласноРД 153-39ТН-010-96 [3]; замена паронитовых прокладок между крышкойи корпусом насосов.

4.6.2. В зависимости оттехнического состояния узлов и деталей насоса производятся: замена (или ремонт)ротора; устанавливаемый ротор должен быть динамически отбалансирован; ремонт(восстановление) или замена уплотняющих втулок, колец импеллерных втулок;замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валус проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; заменашарикоподшипников; восстановление антикоррозионных покрытий и окраски;разборка, ремонт, сборка воздушной камеры беспромвального узла и установказазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточногодавления в воздушной камере вала (не менее 20 мм вод. ст.); сборка, центровка,опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов.

Все резиновые уплотнительныекольца подлежат замене на новые.

4.6.3. Для вертикальныхподпорных насосов, кроме того, производятся: проверка отсутствия течи изстакана, из-под крышки и из картера; замена импеллера, всех прокладок икрепежных деталей со смятой или сорванной резьбой более двух ниток; проверкасостояния шнеков, рабочего колеса уплотнительных колец и узла торцовогоуплотнения; ремонт торцового уплотнения с заметой пар трения и уплотняющихколец.

Полная разборка, составлениедефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на БПО. Послесборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическаябалансировка ротора.

4.7. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтеосуществляются все операции среднего ремонта, а также: демонтаж насосов;проверка состояния корпусов, патрубков насоса, состояния стакана насосов типаНПВ и Вортингтон и, при необходимости, их ремонт, заварка обнаруженных дефектовстальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь антикоррозионного идекоративного покрытия, покраска насосов; испытания на герметичность и прочностьзаваренных стальных корпусов.

При обнаруженииповерхностных трещин или негерметичности проводят дефектоскопию деталей.

Чугунные детали собнаруженными трещинами заменяются на новые.

Демонтаж подлежащегокапитальному ремонту и монтаж нового или заранее отремонтированного насосаосуществляется персоналом выездной ремонтной бригады или специализированнымипуско-наладочными организациями, при этом проводятся: дефектация и ремонтфундамента с заменой анкерных болтов (при необходимости) установка и монтажнасоса; гидравлические испытания насосов при давлении Рисп.= 1,5∙Рраб; центровка агрегата, опробование поднагрузкой в течение 72 ч (при работе на нефтепроводе) и повторная проверкацентровки; измерение и анализ рабочих параметров.

Для насосов вспомогательныхсистем производятся демонтаж подлежащего капитальному ремонту насоса и доставка его на БПО, монтажнового или заранее отремонтированного насоса, центровка и опробование его поднагрузкой.

4.8. Нормативы технического обслуживания и ремонта

4.8.1. Периоды времени междуплановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетомпрогнозных оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы ипоказателей надежности данного насоса в соответствии с п. 3.3.24настоящего Руководства.

До получения расчетныхзначений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуетсяопределять по таблице 4.6 с учетом данных оперативного диагностическогоконтроля.

При эксплуатации насосов,ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значенияпериодичностей, приведенные в таблице 4.6, уточняются в соответствиис п. 3.3.24.

В случае принятия решениядля какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранееопределенные интервалы времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановомпорядке, с учетом периодичностей, указанных в таблице 4.6.

4.8.2. Нормы трудоемкостиремонтов, технического обслуживания, диагностических контролей определенытиповым объемом работ и типоразмерами насосов (таблица 4.7).

Нормы трудоемкости ремонтовне предусматривают трудовых затрат на восстановление деталей и узлов насоса.

4.8.3. Для выполнениякапитального, среднего, текущего ремонтов и ТО магистральных, подпорных насосови насосов собственных нужд предусматриваются нормы запаса комплектующих изделийи запасных частей, которые устанавливаются на НПС совместно с руководством БПОпо показателям надежности, результатам анализа ремонтных работ на однотипномоборудовании за предшествующие два года и предполагаемому объему работ напланируемый период с учетом условий эксплуатации и числа установленныхагрегатов.

Таблица 4.6 Периодичность техническогообслуживания, ремонта и планового диагностического контроля магистральных,подпорных и вспомогательных насосов

Тип насоса

Периодичность, ч

ТО

Т

С

К

Плановый диагностический контроль

НМ 500-300; НМ 710-280

700-800

3500-4200

7000-8400

28000

1750-2100

НМ 1250-260-НМ 10000-210

700-800

4200-6000

8400-12000

36000

2100-3000

16НД-10х1-24НД-14х1

700-800

3500-4200

7000-8400

28000-36000

1750-2100

14Н-12х2

700-800

3500-4200

7000-8400

28000

1750-2100

НМП 1250-60-НМП 5000-115

700-800

4200-6000

8400-12000

36000

2100-3000

НПВ 1250-60-НПВ 5000-120

300-350

4500-5000

9000-10000

18000-20000

1800

Вортингтон 26QLCM/2

300-350

4500-5000

-

24000

1800

12 НДСН-2ОНДСН

700-800

3500-4200

7000-8400

28000

1750-2100

ЦНС

700-800

4200-6000

8400-10000

36000

2100-3000

ЭЦВ

-

3500-4200

-

25200

1750-2100

12НА-9х4

700-800

3500-4200

-

25200

1750-2100

4К-6; 4К-8; 4К-12

700-800

3500-4200

-

25200

1750-2100

2К-20/30; 3К-45/30

700-800

3500-4200

-

25200

1750-2100

НВ 50/50 (АХП 45/31-А-1-II)

700-800

3500-4200

-

25200

1750-2100

ФГ-81/31

700-800

3500-4200

-

25200

1750-2100

НШ-40-6-18/4

700-800

4200

-

25200

700

Ш5-25М; Ш-40-6 (РЗ-30 «И»)

700-800

4200

-

25200

700

НОУ 50-350

700-800

4200-6000

8400-10000

36000

2100-3000

Примечания:

1. Периодичность технического обслуживания указана для всех операций, кроме оговоренных в п. 4.4.2.

2. Ревизия подшипника качения насосов типа НПО производится через 900 ч.

Таблица 4.7. Нормы трудоемкости техническогообслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

Тип насоса

Трудоемкость, чел.-ч

ТО

Т

С

К

без замены ротора

с заменой ротора

ИМ 500-300, НМ 710-280

4

38

40

85

120

НМ 1250-260

4

38

47

110

148

НМ 2500-230

4

38

47

92

130

НМ 3600-230

4

38

47

110

148

НМ 5000-210

6

44

58

116

160

НМ 7000-210

6

44

58

116

160

НМ 10000-210

8

49

70

155

210

6Н-10х4

4

38

46

90

128

10Н-8х4

5

40

50

98

138

14Н-12х2

5

40

50

98

138

8НД-6х3

5

40

50

98

138

8НД-9х2

5

38

50

98

138

8НД-10х5

4

38

47

88

126

10НД-10х5

4

38

47

88

126

16НД-10х1

4

38

47

92

130

20НД-Ш1

4

38

47

92

130

24НД-14х1

6

38

48

116

154

НПВ 1250-60

4

44

100

116

160

НПВ 2500-80

6

48

ПО

124

172

НПВ 3600-90

6

48

120

140

188

НПВ 5000-120

8

50

120

140

190

НМП 2500-74

4

36

47

92

128

НМП 3600-78

4

36

47

92

128

НМП 5000-115

6

38

60

116

154

Вортингтон 26QLCM/2

8

50

120

140

190

24 DVS-D

6

44

58

116

160

18 DVS-F

4

36

47

92

128

12НДСН-20НДСН

4-8

38

47

88-94

120

ЦНС 60-330

4

28

18

64

-

ЭЦВ

4

18

13

60

-

12НА-9х4

4

24

9

36

-

4К-6; 4К-8; 4К-12; 8К-12

3-4

12

27

48

-

2К-20/30; 3К-45/30

3-4

12

20

36

-

НВ 50/50 (АХП 45/31-А-1-II)

4

12

24

42

-

НШ-40-6-18/4

2-4

16

8

39

-

Ш5-25М; Ш40-6 (РЗ-30 "И");

4

28

18

64

-

НОУ 50-350; НВН 50-350

 

 

 

 

 

Нормы расхода на ремонт ирезерва запасных частей насосов, необходимых для бесперебойной работы насосов втечение года, представлены в таблице 4.8. При этом учтено, чтозапасные части необходимые для среднего и капитального ремонтов хранятся наБПО, для ТО и текущего ремонта - на НПС.

Резерв комплектующих изделийдолжен быть неснижаемым, т.е. пополняться по мере расходования.

Складской резерв насосов вобменном фонде - один насос на десять однотипных эксплуатируемых единиц, дляРНУ - один насос на один типоразмер.

Таблица 4.8 Нормы расхода на ремонт и резервазапасных частей насосов

Наименование запасных частей

Нормы расхода на ремонт

Нормы резерва

10 единиц однотипного оборудования для БПО

на один типоразмер для НПС, состоящей из 4 НА

на 10 единиц однотипного оборудования для БПО

на один типоразмер для НПС, состоящей из 4 НА

Магистральные и подпорные насосы

Ротор насоса, шт.

2

1

1

1

Вал насоса, шт.

2

-

2

-

Зубчатая муфта, шт.

2

1

3

1

Рабочее колесо, шт.

2

-

2

-

Подшипники скольжения, комплект

6

1

5

1

Вкладыши, комплект

6

-

6

-

Подшипники качения, комплект

6

2

34

2

Торцовые уплотнения, комплект

10

2

10

2

Поджимные втулки, шт.

8

-

8

-

Неподвижные втулки, шт.

8

-

8

-

Резиновые кольца, шт.

20

-

20

-

Уплотнительные кольца вала и рабочего колеса, шт.

8

-

6

-

Насосы вспомогательных систем

Вал насоса

1

-

2

1

Подшипниковые щиты, комплект

1

1

2

1

Подшипники качения, комплект

2

1

4

2

Рабочее колесо, шт.

2

-

2

1

Уплотняющие втулки, комплект

4

2

5

2

Сальниковые уплотнения, комплект

-

10

18

9

Прокладки уплотнительные, комплект

-

10

18

9

Соединительные муфты, шт.

-

3

7

5

Ротор насоса, шт.

-

1

1

1

5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ОБЪЕКТОВМАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. Номенклатура оборудования

Нормативы по техническомуобслуживанию и ремонту представлены для запорной арматуры условным диаметром до1200 мм.

5.2. Контроль работоспособности арматуры

5.2.1. Вся вновьустанавливаемая отечественная и импортная арматура должна иметь сертификатсоответствия, удостоверяющий соответствие запорной арматуры требованиямГосударственных стандартов и нормативных документов России:

РНУ (АО) должно осуществлятьучет срока службы, наработка и количества циклов включения арматуры.

Технологический режим работызапорной арматуры с указанием диапазона перепада давления (до и послеарматуры), максимального рабочего давления, обязательности местного идистанционного управления устанавливается на основании проектной документации,утверждается главным инженером РНУ и доводится до сведенияэксплуатационно-ремонтного персонала.

При аварийных ситуациях наНПС запорная арматура может эксплуатироваться непродолжительное время в режимедросселирования с частично открытым запорным органом, в соответствии синструкциями по эксплуатации.

5.2.2. Арматура считаетсяработоспособной, если:

обеспечивается прочность иплотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

не наблюдается пропуск средыи потение сквозь металл и сварные швы;

обеспечивается герметичностьсальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешнейсреде;

обеспечивается герметичностьзатвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

обеспечивается плавноеперемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

электропривод обеспечиваетплавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанногов паспорте;

обеспечивается отключениеэлектропривода при достижении затвором крайних положений и при превышениикрутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

При невыполнении любого изэтих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматурыхарактеризуется также показателями надежности. К показателям надежностиотносятся: назначенный срок службы арматуры, назначенный ресурс - в циклах«открыто-закрыто», назначенный срок службы до ремонта, вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса.

5.2.3. Неработоспособность арматуры определяетсякритериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов являются:

потеря герметичности по отношению к внешней среде;

пропуск среды в затворе сверх допустимого;

отсутствие рабочих перемещений запорного органа(заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;

увеличение времени срабатывания сверх допустимого;

выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний являются:

разрушение или потеря плотности основного материала исварных швов;

изменение геометрических размеров сопряженных деталей(вследствие износа или коррозионного разрушения).

При достижении назначенного срока службы запорнаяарматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения еетехнического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Показатели надежности, критерии отказов и предельныхсостояний указываются в паспортах на арматуру.

5.2.4. Контроль работоспособности и технического состоянияарматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями.

5.2.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

состояние и плотность материалов и сварных швоварматуры;

плавность перемещения всех подвижных частей арматуры иэлектропривода;

исправность электропривода и электрооборудования;

герметичность арматуры по отношению к внешней среде, втом числе:

герметичность прокладочных уплотнений;

герметичность сальникового уплотнения.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропусксреды черезсальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

5.2.4.2.Техническое состояние задвижка в процессе эксплуатации может определятьсядиагностическим контролем. Для определения технического состояния корпуса исварных швов задвижки применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой(УЗК) и другие методы неразрушающего контроля.

Проведение диагностическогоконтроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом (таблица 5.4), атакже осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или привозникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. Придиагностировании применяются приборы и АЭ датчики фирмы Брюль и Къер и приборыультразвукового контроля типа УД2-12 или дефектоскопы типа USK-7производства ФРГ и им подобные.

Диагностический контроль изаключение по его результатам осуществляют специализированные организации,имеющие разрешение Госгортехнадзора России, или специалисты РНУ при наличииразработанной и утвержденной методики диагностического контроля.

Контроль герметичностизатвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществлятьсяакустико-эмиссионными течеискателями типа АЭТ-1МС.

5.2.4.3. После капитальногоремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов исварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичности затвораи работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ5762-74Е [4] и нормативно-технической документации накапитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность иплотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе изаглушенных патрубках, давлением Рпр. пр. = 1,5∙РNгде РN - давление номинальное).Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течениевремени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозьметалл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры нагерметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1РNв течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединении.Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленныхкреплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки.Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой икорпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичностьзатвора проводится в соответствии с таблицей 5.1 и требованиями ГОСТ9544-93 [5].

Таблица 5.1 Испытание затвора нагерметичность

Номинальный размер (условный проход) ДN, мм

Номинальное давление PN,

МПа (кгс/мс2)

Параметры испытания затвора на герметичность

ДN ≤ 80

PN ≥ 0,1 (1)

вода - давлением 1,1PN или воздух
- давлением 0,6
МПа ± 0,05 МПа

ДN ≥ 100

PN ≤ 5,0 (50)

ДN ≤ 200

PN ≥ 6,3 (63)

вода - давлением 1,1PN

ДN ≥ 250

PN ≥ 0,1 (1)

Испытания на герметичностьзатвора проводятся после закрытия запорного органа способом, предусмотренным втехнических условиях на конкретный вид арматуры.

Минимальнаяпродолжительность испытания на герметичность затвора приведена в таблице 5.2.

Максимально допустимыезначения протечек в затворе по классам герметичности указаны в таблице 5.3.

Испытание наработоспособность арматуры осуществляется включением электропривода на триполных цикла «открыто-закрыто».

Подвижные детали должныперемещаться без рывков, заеданий и заклиниваний. Проверяется ручное управлениезадвижки вращением штурвала в обе стороны.

Таблица 5.2 Минимальная продолжительностьиспытаний на герметичность затвора

Номинальный размер Дм, мм

Минимальная продолжительность испытаний, с

уплотнение металл по металлу

неметаллическое уплотнение

ДN ≤ 50

15

15

50 ≤ ДN ≤ 200

30

15

250 ≤ ДN ≤ 400

60

30

ДN ≤ 500

120

60

Таблица 5.3 Максимально допустимые протечки взатворе при различных испытательных средах

Испытательная среда

Класс герметичности

А

В

С

D

Величина протечек при испытании водой (см3/мин)

Нет видимых протечек

0,0006∙ДN

0,0018∙ДN

0,006∙ДN

Величина истечения при испытании воздухом (см3/мин)

Истечение отсутствует

0,018∙ДN

0,18∙ДN

1,8∙ДN

Примечания

1. При определении протечек номинальный диаметр ДN принимается в миллиметрах.

2. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу.

3. Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры.

4. Испытательная среда выбирается в зависимости от назначения арматуры в соответствии с требованиями [5].

5. Температура испытательной среды - от 5 до 40 °С.

6. Погрешность измерений протечек не должна превышать:

± 0,01 см3/мин - для протечек 0,1 см3/мин;

± 0,5 % - для протечек > 0,1 см3/мин.

7. Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек - мензуркой ГОСТ 1770-74Е [6] с ценой деления 0,1 см3.

В закрытом состояниизадвижка подвергается перепаду давления, величина которого устанавливаетсясогласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. А также проверяетсяплавный ход движения затвора задвижки, проверяется работа электропривода сдистанционным и местным управлением, настраиваются путевые выключатели наотключение электродвигателя при достижении запорным органом арматуры крайнихположений, настраиваются моментные выключатели на отключение электродвигателяпри достижении электроприбором арматуры предельного значению крутящего моментапри заедании запорного органа или подвижных частей арматуры. При этомконтролируются время действия и величина тока электропривода, которые должнынаходиться в пределах номинальных значений.

При нормальной работезапорно-регулирующего органа крутящий момент Мкр. не долженотклоняться от номинального более чем на 10 %.

Определение значения Мкр.осуществляется измерением величины тока электропривода. Номинальномузначению Мкр. соответствует номинальное значение силы токаэлектродвигателя.

Изменение силы токаэлектропривода от номинального значения, свидетельствует о неисправностиэлектропривода или элементов задвижки, приводящих затвор в движение.

Превышение силы токасвидетельствует о неисправности запорно-регулирующего органа (заклиниваниезатвора, излом подвижных частей задвижки, заклинивание деталей редуктора иэлектропривода и т.д.).

Уменьшение силы токасвидетельствует о неисправности электродвигателя или системы электроснабжения икоммутации.

Изменение силы тока на 10 %от номинального считается критическим.

5.2.4.4.На действующих магистральных нефтепроводах арматура также подвергаетсяиспытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность поотношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность.Проведение испытания арматуры совмещается по срокам с испытанием нефтепроводовили осуществляется после выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания ииспытательные давления устанавливаются в зависимости от срока и параметровэксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующимпроведение испытаний на действующих нефтепроводах.

5.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объеме техническогообслуживания производятся следующие работы:

мелкий ремонт арматуры, нетребующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружныхповерхностей, обслуживаемых площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

визуальная проверкасостояния всех частей запорной арматуры, включая электропривод, наличия смазкив подшипниках и редукторе, ее пополнение;

проверка состояния икрепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя отперегрузок и перекоса фаз;

проверка срабатыванияконечных выключателей, их ревизия;

проверка срабатывания муфтыограничения крутящего момента;

проверка герметичностисальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонтусальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатациизавода-изготовителя.

Для обеспечениягерметичности разъемного соединения два раза в год (весной и осенью) производитсяобтягивание фланцевых соединений, обтяжка болтов и гаек осуществляетсякрест-накрест, без перекосов, при обнаружении течи во фланцевом соединениипроизводится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцевне дает положительных результатов и утечка продолжается, производится заменапрокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

В объеме техническогообслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

проверка герметичностиуплотнений, устранение обнаруженных утечек;

проверка работоспособностидемпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.

5.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонтепроизводятся все операции технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберныхзадвижек - удаление воздуха из задвижки; подготовка необходимых ремонтныхприспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора сэлектроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывкадеталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механическойчасти электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединенийэлектропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверкасостояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя,правильности посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектныхдеталей электродвигателей; проверка состояния подшипникового узла штоказадвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока(в случае чрезмерного износа ее - замена); устранение следов коррозии штока,задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонкашпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полнаясборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечныхвыключателей не открытие и закрытие, муфты ограничения крутящего момента наотключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорнойарматуры осуществляется без ее демонтажа.

5.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтепроизводятся все операции текущего ремонта, а также:

полная разборка и дефектациявсех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность врезультате коррозии чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорнойарматуры;

для обратного клапана -проверка состояния комплектующих узлов и деталей, очистка и их дефектация,обследование состояния наружной поверхности и внутренней полости корпусаклапана; при обнаружении проникающей ржавчины или трещин в корпусе клапанвыбраковывается.

Капитальный ремонт задвижекпроизводится БПО или специализированной организацией по разработаннымтехнологическим картам.

Демонтаж подлежащихкапитальному ремонту задвижки, обратного клапана производится согласно планупроизводства работ, утвержденному главным инженером РНУ (АО).

5.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Для трубопроводной арматурыНПС межремонтный цикл и виды ремонта устанавливаются с учетом показателейнадежности, срока эксплуатации и наработки циклов «открыто-закрыто»,результатов диагностических контролей и испытаний (п. 5.2.4.2, п. 5.2.4.4),оценки технического состояния арматуры при проведении предыдущего ремонта илиТО.

Периодичность техническогообслуживания и ремонта представлена в таблице 5.4.

Нормы трудоемкоститехнического обслуживания, текущего ремонта определены типовым объемом работ,видом и типоразмерам арматуры и приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.4. Периодичность техническогообслуживания и ремонта арматуры

Наименование оборудования

Периодичность

ТО, мес.

Контроль герметичности затвора, лет/циклов

Т, мес.

К, лет (циклов)

осмотры, чистка, смазка

смена смазки, набивка сальника и т.д.

Задвижки стальные:

диаметром 50-350 мм

3

6

2/220

12

10-12 (1450)

диаметром 350-1220 мм
на Рраб. от 1,6-2,5 МПа

1

6

2/250

36

10-12 (1450)

на Рраб. от 2,5 до 7,5 МПа

1

6

2/220

12

8-10 (1450)

Обратные клапаны

3

6

2/-

-

12

Примечание - Если в паспорте задвижки указаны показатели надежности по сроку службы до ремонта и среднему ресурсу (в циклах), то периодичность проведения ремонта задвижки устанавливается согласно этим показателям.

Таблица 5.5. Нормы трудоемкости техническогообслуживания и ремонта арматуры

Наименование оборудования

Нормы трудоемкости, чел.-ч

ТО

Т

Задвижки стальные диаметром:

 

 

50 - 80 мм

0,2

1,2

100 - 150 мм

0,7

1,8

180 - 250 мм

1,0

33

300 - 400 мм

1,3

4,8

500 - 700 мм

2,7

8,3

800 мм

4,0

10,0

1000 мм

5,0

12,0

1200 мм

8,0

16,0

Обратные клапаны диаметром:

 

 

50 - 350 мм

0,6

 

500 - 700 мм

1,4

 

800 - 1000 мм

2,0

 

Для выполнения текущего и капитальногоремонтов запорной арматуры устанавливаются нормы расхода запасных частей, длякаждого РНУ устанавливаются нормы резерва арматуры и приспособлений (таблица 5.6).

Таблица 5.6 Нормы расхода запасных частей,резерва арматуры и приспособлений

Наименование запасных частей, арматуры и приспособлений

Единица измерения

Нормы расхода на 10 единиц однотипного оборудования

Нормы резерва арматуры одного типоразмера для РНУ

для НПС

для БПО

Задвижки стальные диаметром 50-350, 400-1000, 1200 мм, клиновые

шт.

 

 

1

Шток

шт.

-

2

 

Клин

шт.

-

2

 

Втулки бугельного узла

компл.

2

6

 

Подшипник бугельного узла

шт.

2

6

 

Втулка для сальникового уплотнения

шт.

1

4

 

Задвижки стальные шиберные диаметром до 1200 мм

 

 

 

1

Шибер

шт.

-

2

 

Седло

шт.

-

6

 

Кольцо седла

шт.

-

6

 

Резиновые уплотнительные кольца седла

компл.

-

10

 

Пружины

компл.

-

2

 

Шток

шт.

-

2

 

Втулки бугельного узла

компл.

2

6

 

Подшипник бугельного узла

шт.

2

6

 

Втулка для сальникового уплотнения

шт.

1

4

 

Обратные клапаны диаметром до 1200 мм

шт.

-

-

1

Краны шаровые диаметром 150-800 мм

шт.

-

-

1

Примечание - Запасные части, предназначенные для капитального ремонта, хранятся на БПО, для технического обслуживания и текущего ремонта - на НПС.

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ИРЕМОНТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6.1. Номенклатура оборудования

Ремонтные нормативы системыТОР разработаны для компрессоров, оборудования систем смазки (маслосистемы) исистем охлаждения электродвигателей магистральных и подпорных насосныхагрегатов, включающих маслонасосы, маслофильтры, маслобаки, емкости для масла,охладители масла и воды, водяные насосы, вентиляторы, вспомогательныетехнологические трубопроводы с запорной арматурой.

6.2. Техническое обслуживание и ремонт оборудования системсмазки и охлаждения

6.2.1.Контроль работоспособности оборудования систем смазки и охлаждения

В объеме оперативногодиагностического контроля проводятся:

для маслосистемы - контрольтемпературы масла на входе в подшипники насосных агрегатов, давления в концемасляной линии, уровня масла в емкостях, отсутствия течи масла в парубках итехнологических трубопроводах;

для систем охлажденияэлектродвигателей - контроль разности температур между охлаждаемой средой иохладителем; температуры нагрева частей двигателя; давления воды (воздуха) вколлекторе водонасоса (на входе радиаторов), отсутствие течи воды в патрубках итехнологических трубопроводах; уровень воды в емкостях.

В объеме плановогодиагностического контроля осуществляется контроль качества масла, измеряютсявибрация и шум, проверяется крепление оборудования к фундаментным болтам иискрение в электродвигателях маслонасосов системы смазки, водяных насосов ивентиляторов системы охлаждения электродвигателей.

Признаки и возможные причинывозникновения неработоспособности вспомогательных систем приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Признаки неработоспособностивспомогательных систем

Признаки неработоспособности

Приборы и методы контроля

Причины неработоспособности

Маслосистема

Давление в конце масляной линии (перед подшипниками) менее 0,118 МПа (1,2 кгс/см2) или указанного в паспорте на маслосистему

По показаниям манометров

Неправильно отрегулирован предохранительно-перепускной клапан

Рабочее давление больше давления перепуска

Недостаточно масла в баке

Засорение маслофильтров

Неисправен маслонасос

Перепад давления масла в маслофильтре более указанного в паспорте

По показаниям манометров

Засорение маслофильтров

Температура масла после маслоохладителя более 55 °С

Термодатчики

Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения

Температура масла на входе в подшипники насосных агрегатов более 55 °С или указанной в паспорте

Термодатчики

Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения

Недостаточное поступление масла к подшипникам

Грязное масло

Наличие воды и механических примесей в масле

По результатам анализа масла

Недостаточно произведена очистка трубопроводов, маслобаков и маслоохладителей

Наличие нефти в масле

По результатам анализа масла

Повреждены уплотнения подшипников насосных агрегатов между масляной и нефтяной полостями

Переполнение полостей слива нефти из торцовых уплотнений (корыт насоса) в результате повышенной утечки через торцовые уплотнения

Система охлаждения электродвигателей

Перегрев обмоток статора и ротора при прочих устраненных причинах

Термометр сопротивления

Неисправность в системе охлаждения, например, водяного насоса

Течь воды из трубопроводов

Визуальный. Для определения места течи испытать гидравлическим давлением 5∙105 Па

Негерметичность трубопроводов

Уменьшение разности температур между охлажденной водой и водой перед охладителем; перегрев электродвигателя при прочих устраненных причинах

Термометром сопротивления или др. типа

Засорение трубок водоподачи; трубки промыть слабым (3…5 %) раствором соляной кислоты и прочистить специальными щетками

Давление воды в коллекторе водонасоса менее номинального

По показаниям манометров

Недостаточно воды в емкости

Неисправен водонасос

Засорение коллектора

По результатам контроляработоспособности оборудование систем смазки и охлаждения выводится в ремонт(текущий или капитальный).

6.2.3. Типовойобъем работ по техническому обслуживанию

В объем работ по ТО входитустранение неисправностей без вмешательства в работу систем, например, наружныйосмотр, очистка наружных поверхностей от внешних загрязнений, ликвидация течейво фланцевых соединениях, проверка затяжки соединений» проверка состояния ипромывка фильтрующей сетки, используемой при заливке масла, выпуск воздуха измасляной и водяной камер маслоохладителя.

6.2.4. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонтевыполняются все операции техобслуживания, а также:

для маслосистемы - разборкамаслонасоса; промывка, дефектация изношенных деталей и узлов; замена торцовыхуплотнений; подтяжка фланцевых соединений; осмотр и, при необходимости, заменаэластичных элементов соединительной муфты, задвижек и вентилей; сливотработанного масла из емкости; промывка фильтров; промывка керосином и сушкамасляной емкости; при необходимости, доливка нового масла; проверкасрабатывания автоматического включения резервного насоса (при отключенномработающем);

для маслоохладителей -разборка, чистка и замена изношенных деталей и узлов; сборка и опрессовкаохладителей;

для системы охлажденияэлектродвигателей - разборка, промывка и дефектация водяного насоса и егодвигателя; замена или набивка сальников насоса; задвижек и вентилей; ремонт илизамена изношенных деталей и узлов системы охлаждения двигателей, вентиляторов,воздушных охладителей воды.

6.2.5. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтевыполняются все операции текущего ремонта, а также:

замена маслонасосов илипривода на новый или отремонтированный, при необходимости, заменамаслофильтров; промывка подводящих масляных трубопроводов 15 %-м растворомортофосфорной кислоты в целях очистки внутренней полости труб от отложений икоррозии; ремонт или замена изношенных узлов и деталей; разборка, очистка, дефектацияузлов и деталей воздушного маслоохладителя; опрессовка трубопроводов иагрегатов маслосистемы, маслоохладителей, обкатка всех элементов системы;

замена, при необходимости,водяного насоса и привода системы охлаждения электродвигателей на новые илиотремонтированные;

замена изношенных деталейзадвижек, вентилей;

очистка внутренней полоститрубопроводов от отложений и коррозии;

замена изношенных иподвергшихся коррозии участков трубопроводов;

окраска и восстановлениеизоляции наружной поверхности трубопроводов, задвижек;

опрессовка трубопроводовводяного охлаждения электродвигателей; обкатка всех элементов системы;

разборка и ремонтоборудования системы воздушного охлаждения, вентиляторов, покраскавентиляторов, ограждений, обкатка охладителей;

ремонт и покраскаблок-боксов и их коммуникаций.

6.2.6. Нормативытехнического обслуживания и ремонта

Периодичность техническогообслуживания, ремонта и диагностических контролей маслосистемы и системыохлаждения электродвигателей приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Периодичность техническогообслуживания, ремонта и диагностического контроля вспомогательных систем

Наименование систем

Периодичность, ч

ТО

Т

К

Плановый диагностический контроль

Маслосистема

700

4200,

не реже 1 раза в год

25200,

не реже 1 раза в 3 года

700

Система охлаждения электродвигателей

700

4200,

не реже 1 раза в год

25200,

не реже 1 раза в 3 года

700

Примечание - Не разрешается применять масла марок, не соответствующих указанным в паспорте на маслосистему. Контроль качества масла производится в сроки оговоренные заводом-изготовителем маслоустановок или во время планового диагностического контроля. Масло должно быть заменено свежим при обнаружении любого из следующих признаков:

содержание механических примесей свыше 1,5 %;

содержание воды свыше 0,25 %;

кислотность выше 14 мг КОН на 1 г. масла;

температура вспышки по Бренкеру ниже 150 °С;

в масле обнаружена нефть.

Нормы трудоемкоститехнического обслуживания, ремонта и диагностического контроля вспомогательныхсистем представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 Нормы трудоемкости техническогообслуживания, ремонта и диагностического контроля вспомогательных систем

Наименование систем

Трудоемкость, чел.-ч

ТО

Т

К

Диагностический контроль

Маслосистема

2,0

8

24

1,5

Система охлаждения масла

1,5

4

16

1,0

Система охлаждения электродвигателей

3,0

10

28

2,0

Воздушное охлаждение воды

1,5

4

16

1,0

Нормы резерва и расходазапасных частей, комплектующих изделий для вспомогательных систем планируются всоответствии с таблицами 4.8, 5.6.

6.3. Техническое обслуживание и ремонт компрессоров

6.3.1.Контроль работоспособности компрессоров

Контроль работоспособностикомпрессора осуществляется с целью оценки его технического состояния исравнения эксплуатационных параметров с гарантийными характеристикамизавода-изготовителя (гарантийные характеристики компрессора указаны в паспортезавода-изготовителя или рассчитываются на основе паспортных данных).

К показателям работыкомпрессора относятся: подача компрессора (расход воздуха на выходе изкомпрессора); мощность на муфте привода; КПД компрессора.

Расход воздуха рекомендуетсяизмерять мерным звуковым соплом на линии выброса воздуха в атмосферу.

При измерении расхода(подачи) компрессора потребитель отключается, а воздух сбрасывается через соплов атмосферу. Мощность на муфте приводного двигателя, определяется при помощикомплектов К-506, К-505 или им подобными, а также может рассчитываться поизмеренным значениям чисел оборотов и крутящего момента.

Кроме того, для диагностикитехнического состояния компрессора и его элементов ежедневно контролируютсяследующие параметры:

давление и температурасжатого воздуха после каждой ступени сжатия и на выходе компрессора;

непрерывность поступления вкомпрессор и холодильник охлаждающей воды;

температура охлаждающейводы, поступающей и выходящей из системы охлаждения;

давление и температура маслав системе смазки;

исправность лубрикатора иуровень масла в нем;

уровень вибрации наподшипниковых опорах компрессора и двигателя.

В случае резкого измененияили выхода за пределы рабочей зоны контролируемых параметров следует немедленноостановить работу компрессора, провести его обследование. Признаки и возможныепричины возникновения неработоспособности компрессоров приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 Признаки неработоспособностикомпрессоров

Признаки неработоспособности

Причины неработоспособности

Рабочее давление не поднимается или возрастает медленно

Поршневые и промежуточные кольца изношены

Воздушный вентиль пропускает

Предохранительный клапан пропускает

Изношены прокладки

Неисправность всасывающего (нагнетательного) клапана

Утечки через резьбовые соединения

Отсутствует кольцевой вкладыш

Давление поднимается выше номинального

Неисправность всасывающего или нагнетательного клапанов следующей высшей ступени

Быстрый (резкий) нагрев подшипников

Неисправности смазки, попадание грязи и твердых частиц в масло

Перегрев коренного подшипника компрессора или подшипников двигателя

Ослабление крепления одного из подшипников, увеличение зазоров в подшипниках, вкладышах

Перегрев наружной поверхности компрессора или головки цилиндра

Неисправности системы охлаждения и смазки, задиры цилиндров или поршней и пр.

Повышение температуры воздуха одной из ступеней

Неправильное распределение давления по ступеням

Недостаточное охлаждение в холодильнике предыдущей ступени

Пропуск сальников

Износ уплотняющих колец

Поломка или соскакивание пружин, прижимающих секции сальников одну к другой

Выработка штока, появление на его поверхности повреждений

Глухой стук

Ослабление крепления кривошипных и коренных подшипников или выработка их и шеек вала

Резкий стук

Ослабление соединения поршневого штока с крейцкопфом

Ослабление соединения поршня со штоком

Разработка крейцкопфного подшипника и ползунов, износ пальца или ослабление натяжки клина подшипника

Попадание металлических частей между поршнем и одной из крышек цилиндра

Повышенная вибрация выносного подшипника

Неправильная посадка маховика на вал

Повышенная вибрация коренных подшипников

Изогнут вал, ослабление затяжки подшипников, повышенный зазор в подшипниках и пр.

Не работает пневморазгружатель

Пропускает кольцо разгрузочного поршня или вентиль регулятора давления

Изношена верхняя часть разгрузочного поршня

Пропускает резьбовое соединение автоматической разгрузки

Забит регулятор давления или каналы

Приводной ремень пробуксовывает

Ремень ослаб

Ремень поврежден

Манометр неисправен

Не показывает манометр

Загрязнена или забита магистраль

Возможны утечки рабочего тела из-за негерметичности в соединениях

По результата диагностикитехнического состояния компрессоров, контроля показателей их работы, а такжеучитывая количество и сроки выполненные ранее ремонтов, наработку в часах послепоследнего ремонта, по каждому компрессору назначаются срок и объем проведенияследующего ТО или ремонта. При отсутствии указанных данных ремонт компрессороввыполняется на основании графиков, составленных в соответствии с ремонтнымциклом и показателями надежности (плановая система ТОР).

6.3.2.Техническое обслуживание компрессоров

Технические осмотры иобслуживание компрессоров осуществляются в соответствии с «Правилами устройстваи безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводови газопроводов» [7].

Ежедневно проводятся:проверка предохранительных клапанов путем принудительного их открытия поддавлением, после закрытия клапан должен сохранять полную герметичность; записьданных в журнале о расходе смазочного масла; проверка работы автодренажа путемоткрытия вентиля трапа и проверки наличия дренирования; продувкавлагомаслоотделителя (автоматическая продувка производится один раз, ручная -два раза в смену); продувка воздухосборников (один раз в смену при наличиивлагомаслоотделителя, два раза в смену - при отсутствии последнего); контрольцелостности прокладки готовки блока цилиндра; наблюдение за работойкомпрессорной установки.

Не реже одного раза в месяцпроводятся: проверка внешнего состояния оборудования, правильности работыдоступных для осмотра движущихся частей; очистка, промывка клапанов, заменавышедших из строя пружин и пластин; осмотр клапанных коробок (в случаеобильного нагарообразования их очистка); проверка состояния штока и деталейкрейцкопфа, а также сальниковых уплотнений; осмотр и очистка маслонасоса и лубрикатора,обратных клапанов в маслопроводе; очистка и промывка масляных и воздушныхфильтров; замена загрязненного масла.

Один раз в шесть месяцевпроизводятся: проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью вжурнале результатов проверки; очистка воздухосборников, влагомаслоотделителейхолодильников и нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляныхотложений (способом, не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухомв течение 30 мин.

Показания приборов черезустановленные Инструкцией по эксплуатации компрессорной установки промежуткивремени записываются в журнал учета работы компрессора. Инструкция поэксплуатации утверждается главным инженером РНУ.

В журнале также отмечаютсяпричина остановки, неисправности и время, затраченное на ее устранение,проведение периодических проверок предохранительных клапанов и манометров,удаление конденсата и масла из влагомаслоотделителя, воздухосборников в другихемкостей, а также неплановые чистки масляных и воздушных фильтров.

Так как компрессорыработают, как правило, в автоматическом режиме, рекомендуется определять ихсреднюю наработку в течение месяца (года).

Журнал работы проверяется иподписывается ежесуточно лицом, ответственным за безопасную эксплуатациюкомпрессорной установки.

6.3.3. Типовойобъем работ при текущем ремонте

Текущий ремонт компрессороввключает в себя технические осмотры, частичную разборку оборудования с ремонтоми заменой быстроизнашивающихся деталей, а также: вскрытие крышек цилиндров,очистку цилиндров и поршней от нагара; замену поршневых колец; проверкусостояния подшипников и, при необходимости, их замену; очистку рубашекцилиндров и холодильников от грязи и накипи; регулировку зазоров междусопрягаемыми деталями с доведением их до размеров, предусмотренных инструкциейзавода-изготовителя; ремонт маслоподачи, чистку и промывку картера; полнуюзамену масла; перенабивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорнойарматуры и предохранительных клапанов; ремонт противовесов; проверку и ремонтвсех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих инагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установокосушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийнойзащиты; сборку компрессора, его обкатку.

При выполнении текущегоремонта, а также по результатам проведенных технических осмотров выявляютпредельное состояние узлов и деталей компрессора. Учитывая этот фактор, а такжеколичество выполненных ранее текущих ремонтов, капитальный ремонт может бытьназначен до предусмотренных планом сроков.

6.3.4. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

Капитальный ремонткомпрессоров назначается по результатам диагностики их технического состояния,выполненных ранее ТО и текущих ремонтов или в плановом порядке и производится вусловиях БПО. Капитальный ремонт включает в себя операции текущего ремонта, атакже: полную разборку узлов и механизмов компрессора, промывку, протирку идефектацию всех деталей; перезаливку всех подшипников скольжения; заменуподшипников качения; проточку и шлифовку коренных и кривошипных шеекколенчатого вала; расточку цилиндров, а при необходимости, перепрессовкувтулок; замену поршня; проверку поршневого и крейцкопфного пальцев наэллиптичность и конусность, их ремонт или замену; проточку, шлифовку полировку,а в случае предельного износа замену штока; ремонт или замену шатуна, проверкуего положения по отношению к валу и поршню, устранение перекосов; заменувсасывающих и нагнетательных клапанов; разборку маслонасоса и лубрикатора,ремонт или замену их новыми; замену масляных фильтров; ремонт промежуточного иконцевого холодильников со вскрытием крышек и заменой трубок, прокладок,крепежных деталей. После ремонта производят опрессовку и обкатку компрессора.

6.3.5. Нормативытехнического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонтакомпрессоров определяется по их фактическому техническому состоянию, а приотсутствии данных - согласно таблице 6.5. Периодичность ремонтаможет быть скорректирована с учетом паспортных данных конкретных типовкомпрессоров.

Таблица 6.5 Периодичность техническогообслуживания и ремонта компрессоров

Наименование оборудования

Периодичность

ТО, мес.

Т, мес.

К, лет

Компрессоры

см. п. 6.3.2

12 (через 4200-5000 ч)

5

Нормы трудоемкостивыполнения текущего и капитального ремонтов приведены в таблице 6.6.

Нормы расхода на ремонт ирезерва запасных частей, необходимых для бесперебойной работы компрессоров втечение одного года, приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.6 Нормы трудоемкости ремонтакомпрессоров

Наименование оборудования

Трудоемкость, чел.-ч

Т

К

Компрессоры установленной мощностью до 14 кВт

50

180

То же, от 14 кВт и выше

70

280

Таблица 6.7 Нормы расхода на ремонт и резервазапасных частей компрессоров

Наименование запасных частей

Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования

Нормы резерва на 10 единиц однотипного оборудования

для БПО

для НПС

Кольца поршневые, комплект

10

4

2

Кольца промежуточные, комплект

10

4

2

Клапан предохранительный, шт.

8

4

2

Пружины клапанные, комплект

10

8

2

Мембраны клапанные, комплект

8

6

2

Клапан всасывающий, шт.

6

4

2

Клапан нагревательный, шт.

6

4

2

Шпильки для крепления клапанов, шт.

10

6

2

Болты шатунные, комплект

4

2

1

Вентиль воздушный, шт.

10

4

2

Вентиль регулятора давления, шт.

8

4

2

Пальцы крейцкопфа, комплект

5

2

1

Фильтр воздушный, шт.

4

2

2

Фильтр масляный, шт.

4

2

1

Втулка цилиндра, шт.

2

-

1

Манометры, шт.

4

2

2

Подшипники роликовые, шт.

20

10

4

Подшипники шариковые, шт.

20

10

4

Вкладыши коренных подшипников, комплект

4

-

1

Вкладыши выносных подшипников, комплект

4

-

1

Вкладыши кривошипных подшипников, комплект

5

-

1

Вкладыши крейцкопфного подшипника, комплект

5

-

1

Шток, шт.

2

-

1

Шатун, шт.

2

-

1

Палец поршневой, шт.

6

2

1

Лубрикатор

2

-

1

Ремень

4

2

1

Вал

1

-

1

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ,ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

7.1. Номенклатура оборудования

В состав вентиляционного инагревательного оборудования входят: центробежные и осевые вентиляторы,электронагревательные установки, отопительно-вентиляционные агрегаты.

Ответственность заорганизацию технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем иэлектронагревательных установок возлагается на механика и энергетика объекта.Общее техническое руководство и контроль выполнения качественного ремонтаустановок осуществляют службы главного механика и главного энергетика.

Вентиляционные иэлектронагревательные установки обслуживают работники, назначенные приказомлибо специально допущенные лица из ремонтного и дежурного персонала.

7.2. Контроль работоспособности вентиляционных систем иэлектронагревательных установок

Наряду с обслуживанием иремонтом установок в плановом порядке при переходе к ТОР по фактическомутехническому состоянию необходимо осуществлять контроль безопасности иэффективности их работы. Выполнение ТОР по фактическому техническому состояниюпредполагает проведение осмотров оборудования 1 раз в неделю, замеры вибрациина подшипниковых опорах и фундаментных болтах установок переноснымивиброизмерительными приборами.

Повышенные вибрация и шумвентиляционных установок, нагрев подшипников свидетельствуют о необходимостипроведения непланового обследования. Проверка эффективности вентиляционныхсистем должна проводиться в соответствии с графиком, утвержденным руководствомАО МН, но не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта иреконструкции. Проверка эффективности работы установок проводится также вслучае отключения НА по сигналу АСУ «повышенная загазованность». Признаки ивозможные причины возникновения неработоспособности вентиляционных установокприведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Признаки неработоспособностивентиляционных установок

Признаки неработоспособности

Причины неработоспособности

Повышенная вибрация, шум

Неудовлетворительная центровка

Небаланс ротора агрегата

Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника

Неправильно установлены зазоры в подшипниках

Неправильная пригонка соединительных пальцев полумуфт

Нагрузка от присоединенных воздухопроводов передается на кожух вентилятора из-за перекоса и натяга соединительных фланцев

Воздухопровод засорен

Повышенный нагрев подшипников

Неправильно установлены зазоры в подшипниках

Недостаточное количество смазки

Отсутствие воды на охлаждение подшипников

Заедание смазочных колец подшипников скольжения

Плохое качество масла

Стук внутри механизма

Попадание посторонних предметов в корпус механизма

Задевание вращающихся частей о неподвижные

Недостаточное поступление масла в систему принудительной смазки

Засорение всасывающей линии насоса или фильтра

Неправильно установлены зазоры между шестернями насоса и кожухом

Недостаточный уровень масла в маслобаке

Засорение напорных трубопроводов

Дефекты и неполадки,выявленные при осмотрах, фиксируют в журнале ремонтной службы как подлежащиеустранению при плановом, а при необходимости неплановом ремонте.

По результатам контроляработоспособности установок могут быть внесены изменения в графики проведенияих плановых ремонтов.

7.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем техническогообслуживания вентиляционных и электронагревательных установок входят: очистканаружной поверхности от грязи и пыли; проверка состояния всех узлов и деталейвентиляционных и электронагревательных установок (подшипников, муфт, шкивов,ременной передачи); подтяжка креплений вентиляторов, ремней, фиксаторовположения дросселей, шиберов и т.п.; проверка исправности виброгасящихустройств и нагревательных элементов; контроль состояния тепловой изоляциинагревательных камер, теплопроводов, коллектора и воздуховодов; контрольналичия и, при необходимости, смазка вращающихся частей вентиляторов.

7.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонтепроизводятся операции технического обслуживания, а также: частичная разборкавентиляционных и электронагревательных установок; замена негодных болтов,фланцев, прокладок, гибких вставок, подвесок, хомутов, кронштейнов; ремонт(замена) и установка насадок, решеток, местных отсосов, сеток, дефлекторов,регулировка их положения и зазоров фиксирующих механизмов; полная очисткавоздуховодов и теплопроводов, вентиляторов и других элементов вентиляционныхсистем; замена дефектных лопаток, подшипников качения и других деталей;балансировка ротора вентилятора; очистка от ржавчины всех подвергшихся коррозииэлементов вентиляционных систем и смазка всех механизмов; восстановлениеокраски и антикоррозионных покрытий в местах повреждения; апробация.

7.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтепроизводятся все операции текущего ремонта, а также: разборка вентиляционных установок;ремонт или замена ротора вентилятора; полный ремонт конструктивных элементоввентиляционных камер и камер кондиционеров с заменой изношенных деталей иузлов; замена поврежденных участков воздуховодов, других комплектующих иконструктивных элементов и узлов вентиляционных систем и системкондиционирования воздуха вплоть до замены отдельных секций кондиционеров;полная очистка камер, оборудования пылеприемных, пылеулавливающих устройств;местных отсосов, укрытий, воздуходувов от пыли, грязи, шлама; покраска оборудования; сборка,апробация отдельных узлов и системы в целом.

7.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонтавентиляционных и электронагревательных установок приведена в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Периодичность техническогообслуживания и ремонта вентиляционных и электронагревательных установок

Наименование оборудования

Периодичность

ТО, мес.

Т, мес.

К, лет

Центробежные вентиляторы низкого и среднего давления

1

6

6

Осевые вентиляторы

1

6

4

Электронагревательные установки

1

6

4

Кондиционеры

1

6

6

Нормы трудоемкоститехнического обслуживания, текущего и капитального ремонтов установок приведеныв таблице 7.3.

Таблица 7.3 Нормы трудоемкости техническогообслуживания и ремонта вентиляционных и электронагревательных установок

Наименование оборудования

Нормы трудоемкости, чел.-ч

ТО

Т

К

Центробежные вентиляторы низкого и среднего давления:

до № 5

№ 7 и 8

 

 

 

1,5

10

30

3

20

60

Осевые вентиляторы:

до № 5

 

 

 

0,5

2

7

Электронагревательные установки

-

2

6

Отопительно-вентиляционные агрегаты производительностью по воздуху, м3

 

 

 

до 2000

1

8

28

2000-3000

1

10

30

4000-7000

1,5

16

48

10000-14000

2

24

60

Воздуховоды, теплопроводы с фасонными частями на 10 м длины эксплуатируемого воздуховода, теплопровода диаметром, мм:

 

 

 

до 150

0,5

3

10

300

0,5

-

14

500

-

-

20

750

1

9

28

1000

1

12

36

Нормы расхода на ремонт ирезерва комплектующих изделий, запасных частей, необходимых для бесперебойнойработы вентиляторов в течение одного года, приведены в таблице 7.4.

Таблица 7.4 Нормы расхода на ремонт и резервазапасных частей вентиляционных и электронагревательных установок

Наименование запасных частей

Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования

Нормы резерва на 10 единиц однотипного оборудования

для БПО

для НПС

Рабочее колесо в сборе, шт.

4

1

1

Подшипники, комплект

6

4

2

Кожухи, шт.

6

4

2

Упругие прокладки (бензомаслостойкая резина, войлок), шт.

12

8

4

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ

8.1. Номенклатуры оборудования

Ремонтные нормативы системыТОР разработаны для технологических трубопроводов, блока регуляторов давления,системы сглаживания волн давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительныхклапанов, системы откачки утечек, блока регуляторов давления, установок пожаротушения.

8.2. Технологические трубопроводы

8.2.1. Технологическиетрубопроводы предназначены для внутриплощадочных операций с поступающей,хранящейся и откачиваемой нефтью.

В состав технологическихтрубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные деталитрубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учетаи контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

8.2.2. В период эксплуатацииобслуживающий персонал осуществляет постоянное наблюдение за состоянием наружнойповерхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, и ихдеталей: сварных швов, фланцевых соединений (включая крепеж), арматуры,антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорныхконструкций и т.д.

8.2.3. Наружный осмотртрубопроводов, проложенных открытым способом, проводится без снятия изоляции,за исключением тех случаев, когда состояние стенок или сварных швов указываетна наличие дефекта.

Результаты осмотровфиксируются в вахтенном журнале не реже одного раза в смену.

8.2.4. Трубопроводы,подверженные вибрации, а также опоры и эстакады для этих трубопроводов подлежатпроверке состояния крепления и виброобследованию не реже одного раза в 6месяцев. Значение максимально допустимой амплитуды виброперемещениятехнологических трубопроводов равно 0,1 мм при частоте вибрации не более 50 Гц.

8.2.5. Наружный осмотрподземных трубопроводов проводится при ревизии технологических трубопроводов.

8.2.6. На НПС должен бытьсоставлен график проведения ревизии технологических трубопроводов в зависимостиот скорости коррозионно-эрозионного износа материала труб и срока эксплуатацииоборудования. График утверждается главным инженером РНУ.

При скорости коррозии более0,5 мм/год ревизия проводится не реже одного раза в год, при скорости коррозии0,1-0,5 мм/год - не реже одного раза в 2 года, при скорости коррозии до 0,1мм/год - не реже одного раза в 3 года.

8.2.7. При ревизиитехнологических трубопроводов проводятся:

вскрытие отдельных участков(длиной не менее 2 м) подземных трубопроводов с выемкой грунта и последующимснятием изоляции;

осмотр антикоррозионной ипротекторной защиты, контроль сплошности изоляции приборами типа АНПИ и ВТР - V;измерение толщины стенки наземных и подземных трубопроводов; дефектоскопиясварных стыков; выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе споследующим их осмотром и проверкой резьбовыми калибрами; проверка состояния иправильности работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок.

Измерение толщины стенкитрубопровода осуществляется ультразвуковым, радиографическим методами.

При неудовлетворительныхрезультатах измерений определяется граница дефектного участка трубопровода ипроизводятся более частые измерения толщины стенки всего трубопровода.

Контрольные засверловкидопускаются лишь в случае отсутствия приборов, обеспечивающих неразрушающийконтроль коррозионного износа стенки трубопровода.

Число точек замера и местазасверловки для каждого участка, а также количество контролируемых фланцев,стыков и резьбовых соединений определяется индивидуально для каждой НПС посогласованию с представителями Госгортехнадзора РФ.

Фланцы отбраковываются приналичии трещин, раковин и т.п. и уменьшении толщины стенки воротника фланца доотбраковочных размеров трубы.

8.2.8. По результатам ревизиисоставляется акт, утверждаемый главным инженером РНУ и содержащий переченьработ по устранению замеченных дефектов.

8.2.9. Испытаниятехнологических трубопроводов проводят не реже одного раза в 8 лет.

Испытания совмещают сревизией трубопровода. Давление режим испытаний устанавливаются в зависимостиот срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам,регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе.

8.2.10. По результатамиспытаний составляется акт и принимается решение о проведении ремонтных работ.

8.2.11. Ремонтно-монтажныеработы на трубопроводах проводят в соответствии с РД 39-0147103-360-89 [12] и Инструкцией на технологическийпроцесс капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия иодновременным заглублением переукладкой в новую траншею [13].

8.3.Контроль работоспособности технологических устройств

Контроль работоспособногосостояния технологических устройств осуществляется дежурным персоналом испециалистами при обходе территории и объектов НПС (таблица 2.1).

Контроль работоспособностиоборудования и надежность срабатывания автоматических регуляторовосуществляется оператором по показаниям контрольно-измерительных приборов.

Если значения контролируемыхпараметров работы технологических устройств изменяются в допустимых пределах,то техническое обслуживание и ремонт указанных устройств выполняются с периодичностьюи в объеме, которые представлены в п.п. 8.3-8.6.

При обнаружениинеисправностей оборудование должно быть выведено в ремонт согласно техническойдокументации.

8.4. Блок регуляторов давления

8.4.1.Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживанииосуществляются: внешний осмотр блока регуляторов давления; контроль заотсутствием утечек; контроль за наличием смазки; проверка и подтяжка контактныхсоединений; проверка функционирования системы обогрева блока, контроль точностии синхронности срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы.

8.4.2. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонтепроизводятся операции технического обслуживания, а также: проверка состояния иочистка поверхности подводящих трубопроводов, задвижек; разборка, осмотр иочистка поверхности регулирующих заслонок; осмотр воздухосборников очистка ихот загрязнений и коррозии: замена сальниковой набивки на каждой стороне вала;покрытие оголенных поверхностей антикоррозионным лаком и окраска; ремонт изамена, при необходимости регулирующих заслонок, подшипников, пневмолиний,ограждающих устройств; чистка и ремонт шкафа управления; чистка фильтрующихэлементов, виброобследование вентиляторов.

8.4.3. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

В объем капитального ремонтавходят работы текущего ремонта, а также: опорожнение трубопровода от нефти (приостановка НПС); вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталейи замена изношенных элементов; очистка прилегающей к заслонке внутреннейполости труб от отложений парафина и грязи, ремонт и окраска, принеобходимости, площадок обслуживания, приточных и вытяжных вентиляторов, воздуховодов;ревизия технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок.

8.5. Системы сглаживания волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД1220 Р

8.5.1.Контроль работоспособности системы сглаживания волн давления

Оценка работоспособности системысглаживания волн давления (СГВД) осуществляется согласно инструкцийзаводов-изготовителей, кроме того производится контроль уровня жидкости вразделительной емкости (уровень жидкости считается допустимыми если придавлении в приемном трубопроводе ниже 1,5 МПа (15 кгс/см2) изоткрытого среднего вентиля потечет антифриз), а также; контроль исправностиклапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулокклапанов в закрытом положении.

Если режим работынефтепровода и другие условия транспорта нефти не изменяются, а уровень нефти вемкости сброса и гашения ударной волны (манифольде) повышается, то необходимопроверить работоспособность клапана сброса нефти. Причиной неисправностиклапана может быть:

разрыв камеры (втулки)клапана;

разрыв диафрагмыаккумулятора;

уменьшение объемаразделительной жидкости (утечки этиленгликоля);

чрезмерный приток воздуха(газа) в аккумуляторе.

Признакаминеработоспособности СГВД являются:

уменьшение объема воздуха всистеме из-за порыва диафрагм разделительного сосуда и негерметичностивоздушных линий и арматуры;

протечка воздуха черезконтрольные отверстия;

отсутствие гарантированногоприжатия диафрагм клапанов подпорным устройством;

засорение фильтровперепускных клапанов;

отказы в работе насоса системызаправки разделительной жидкостью и компрессора заполнения воздушной волостиприемного бака.

По результатам контроляработоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в ремонт(текущий или капитальный).

8.5.2. Типовойобъем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят: внешнийосмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха (газа) иуровня жидкости в разделительном блоке; устранение обнаруженных при осмотредефектов, не требующих переключения технологических установок; контрольгерметичности дросселирующего клапана.

8.5.3. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системысглаживания волн давления производятся все операции ТО, а также: устраняютсявсе течи в технологических узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; ремонтили замена неисправных клапанов, пузыря аккумулятора, вентилей; ремонт насоса(компрессора); промывка огневых предохранителей; очистка отстойникаразделительной емкости от механических примесей.

8.5.4. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтеосуществляются все операции текущего ремонта, а также: обследование состоянияемкостей сброса гашения ударной волны, клапанов сброса нефти; обследование ичистка аккумуляторов, разделительного бака, дросселирующего и шаровогоклапанов, шаровых вентилей, клапана переключения; ремонт насоса (компрессора)разделительной системы; замена, в случае необходимости, игольчатых вентилей иобратных клапанов; замена огневых предохранителей; чистка наружных поверхностейс последующей окраской; проверка срабатывания устройства гашения при имитациивнезапного отключения магистральных насосных агрегатов.

8.6.Фильтры-грязеуловители

8.6.1.Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей

Системафильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправногофильтра.

Работоспособное состояниесистемы фильтров характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнемвибрации.

При очистке магистральноготрубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройствосуществляется непрерывный контроль работоспособности фильтров.

Увеличение перепада давленияна фильтре до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) или уменьшениеперепада давления до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2)свидетельствует о засорении или повреждении фильтрующего элемента. Перепаддавления определяется по показаниям манометров, установленных на входе и выходекаждого фильтра-грязеуловителя. Перепад давления измеряется манометрами классаточности не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4,0 МПа (40 кгс/см2).

По результатамдиагностического контроля фильтры-грязеуловители выводят в текущий иликапитальный ремонт.

8.6.2. Типовойобъем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят проверка иустранение утечек нефти во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепададавления в каждом фильтре.

8.6.3. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонтепроизводятся: проверка герметичности узлов трубопроводов, задвижек; осмотр иочистка фильтров от парафина, грязи и балласта; ремонт или замена дефектныхфильтрующих элементов; устранение подтеков нефти на узлах и обтяжка фланцевыхсоединений; чистка дренажных линий; проверка показаний манометров, проверкатехнического состояния предохранительного клапана и патрубка-воздушника.

При проведении текущегоремонта осуществляется проверка работоспособности и испытание грузоподъемногоустройства (если им оснащен фильтр).

8.6.4. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются: заменафильтрующих элементовна новые; замена или восстановление задвижек; заварка дефектов корпуса; заменаили ремонт ограждающих устройств; восстановление (ремонт) площадокобслуживания; нанесение антикоррозионных покрытий и покраска корпуса фильтра,наземных трубопроводов, ограждающих устройств и площадок обслуживания,восстановление теплоизоляции (если она имеется).

После проведениякапитального ремонта, связанного с заваркой дефектов корпуса, фильтриспытывается на прочность и плотность водой давлением 1,33 Рном..

8.7. Предохранительные клапаны

8.7.1.Контроль работоспособности предохранительных клапанов

Оценка работоспособногосостояния предохранительных клапанов осуществляется дежурным иинженерно-техническим персоналом при: оперативном контроле (таблица 2.1);ревизии при эксплуатации, проведении технического обслуживания и текущегоремонта; проверке на специальном стенде.

Признакаминеработоспособности клапана и необходимости выполнения ремонтных работявляются:

негерметичность;

утечка среды - пропуск средычерез затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление(из-за попадания и задержки на уплотнительных поверхностях постороннихпредметов, повреждения уплотнительных поверхностей, нарушения соосности деталейклапана и пр.);

пульсация - быстрое и частоеоткрытие и закрытие клапана (из-за чрезмерно большой пропускной способности,сужения сечения подводящего трубопровода или патрубка);

вибрация (из-за созданиявысокого противодавления на выкиде выхлопными трубами с малым радиусом кривизныи узким условным проходом);

отсутствие срабатывания(клапан не открывается) при заданном установочном давлении (из-за неправильноотрегулированной пружины, большой жесткости пружины, повышенного трения внаправляющих золотника).

Неработоспособный клапанзаменяется новым, отрегулированным на стенде на установочное давление.

Регулировкапредохранительных клапанов на давление начала открытия - установочное давлениепроизводится на специальном стенде.

Установочное давлениеопределяется исходя из рабочего давления в трубопроводе.

Рабочее давление (Рр)- максимальное избыточное давление, при котором разрешена эксплуатациятрубопровода. При рабочем давлении предохранительный клапан закрыт иобеспечивает класс герметичности, указанный в соответствующей документации напредохранительный клапан (ГОСТ, ТУ, паспорт и пр.).

Если установочное давлениепредохранительного клапана не оговорено другими нормативно-техническимидокументами, то его значение принимается по таблице 8.1.

Таблица 8.1 Установочное давлениепредохранительных клапанов

Рабочее давление Рр, МПа

Клапан

Установочное давление, МПа

при наличии двух систем клапанов (рабочий, контрольный)

при одной системе клапанов (только рабочий)

Рр ≤ 0,3

Рабочий

Контрольный

Рр + 0,05

Рр + 0,03

Рр + 0,03

-

0,3 < Рр ≤ 6,0

Рабочий

Контрольный

1,15 ∙ Рр

1,10 ∙ Рр

1,08 ∙ Рр

 -

Рр > 6,0

Рабочий

Контрольный

1,10 ∙ Рр

1,05 ∙ Рр

1,05 Рр

-

8.7.2. Ревизия ипереиспытание клапанов

Ревизия предохранительныхклапанов включает разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, испытаниякорпуса на прочность, испытания соединений клапана на плотность, проверкугерметичности затвора, испытание пружины, регулировку установочного давления.

Предохранительные клапаны,демонтированные для ревизии должны быть пропарены и промыты.

При испытании клапановпроизводятся ревизия и полный цикл испытаний, оговоренных внормативно-технической документации на объект и клапан.

Ревизия предохранительных клапановпроводится через 6 месяцев, переиспытания на стенде - через 12 месяцев.

8.7.3. Типовойобъем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО предохранительныхклапанов входят: внешний осмотр; очистка от загрязнений наружных поверхностей;контроль герметичности, пульсаций и вибрации.

8.7.4. Типовойобъем работ при текущем ремонте

Время проведения текущегоремонта предохранительных клапанов должно совмещаться с их ревизией.

При текущем ремонтепредохранительных клапанов производятся все работы технического обслуживания,устранение неисправностей, выявленных при ревизии, а также проверка величиныдавления срабатывания клапана (установочного давления) и контроль пружины иуплотнительных поверхностей сопла золотника.

8.7.5. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтепроизводятся все работы текущего ремонта, а также: полная разборка, дефектовкаи восстановление изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправнойрезьбой; притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла; контроль ииспытания пружины; сборка, регулировка, переиспытание на стенде и покраскаклапанов.

После ремонта при рабочемдавлении производится контроль герметичности затвора клапана, соединений соплаи соединений сопла с корпусом.

Капитальный ремонт предохранительныхклапанов рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

8.8. Система откачки утечек

В систему откачки утечеквходят запорная арматура, емкость утечек, насосы и технологическиетрубопроводы. Объемы работ по видам ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов,представлены в соответствующих разделах РД.

8.8.1. Типовойобъем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживаниитрубопроводы системы откачки утечек очищаются (пропариваются) от отложенийпарафина и грязи, проверяется работоспособность обратных клапанов.

При нарушении герметичностипроизводятся демонтаж обратных клапанов, разборка и дефектация деталей, сборкаи проверка их работоспособности.

8.8.2. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтепроизводятся все работы, предусмотренные при техническом обслуживании, а такжедля трубопроводов системы откачки утечек предусматриваются вскрытие и заменаповрежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляциина вскрытые и замененные участки. После проведения работ проверяютсягерметичность и прочность системы давлением 1,25 Рраб. в течение 15мин.

8.9. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Для указанного оборудованиятехнологических систем и трубопроводной арматуры вспомогательных систем НПСремонтный цикл должен устанавливаться исходя из технического состоянияподлежащего ремонту оборудования и систем. Так как капитальный ремонттрубопроводной арматуры, блока регуляторов давления, узлафильтров-грязеуловителей и системы сглаживания волн давления, кал правило, производится приостановке НПС после согласования с диспетчером и руководством АО МН, его рекомендуетсясовмещать с капитальным ремонтом технологической обвязки НПС или линейногоучастка магистрального нефтепровода.

Периодичность техническогообслуживания и ремонта и нормы трудоемкости ил выполнения приведенысоответственно в таблицах 8.2 и 8.3.

Таблица 8.2 Периодичность техническогообслуживания, ремонта и диагностического контроля технологических устройств

Наименование устройств

Периодичность

ТО, мес.

Т, мес.

К, лет

Плановый диагностический контроль

Система сглаживания волн давления

1

36

6

Через один месяц, при обязательном контроле уровня жидкости один раз в сутки

Фильтры-грязеуловители

1

36

6

Через один месяц, при обязательном контроле перепада давления 1 раз в сутки и непрерывном контроле - во время очистки магистрального нефтепровода, пропуска диагностических приборов и т.п.

Блок регуляторов давления

1

36

6

Через один месяц

Трубопроводы системы откачки утечек

6

 -

6

Через шесть месяцев

Предохранительные клапаны

1

6

ревизия

12

переиспытание

6

Через один месяц

Примечание - Обратные клапаны системы откачки утечек подвергаются техническому обслуживания и ремонту один раз в 2 года или по состоянию герметичности.

Нормы расхода на ремонт ирезерва запасных частей, необходимых для бесперебойной работы технологическихсистем в течение одного года приведены в таблице 8.4.

Таблица 8.3 Нормы трудоемкости техническогообслуживания ремонта и диагностического контроля технологических устройств

 Наименование устройств

Трудоемкость, чел.-ч

ТО

Т

К

Диагностический контроль

Система сглаживания волн давления

1,5

12

120

6

Фильтры-грязеуловители, диаметром

 

 

 

-

менее 700 мм

1

10

24

2

более 700 мм

1

24

48

2

Блок регуляторов давления

1

8

288

1

Трубопроводы системы откачки утечек

1

-

12

1

Предохранительные клапаны, мм

 

 

 

 

25

1,2

1,4

2,4

0,5

50

1,5

1,8

3,1

1,0

80

1,8

2,2

3,7

1,0

100

2,2

2,7

4,4

1,2

125

2,6

3,2

5,1

1,4

150

3,0

3,7

5,7

1,6

200

3,5

4,1

6,4

1,9

Примечание - Время опорожнения трубопровода в нормативах трудоемкости не учтено.

Таблица 8.4 Нормы расхода на ремонт и резервазапасных частей технологических устройств

Наименование запасных частей

Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования

Нормы резерва на 10 единиц однотипного оборудования

для БПО

для НПС

Блок регуляторов давления

Уплотнительные кольца разных размеров, шт.

13

-

6

Подшипник качения, шт.

5

-

2

Система сглаживания волн давления (АРКРОН 1000)

Детали «Флекс-Фло», комплект

2

1

21

Пузыри аккумулятора, комплект

2

2

1

Шаровой вентиль, шт.

9

-

3

Игольчатый вентиль, шт.

3

-

1

Кольцевые прокладки разных размеров, шт.

25

-

9

Соединительная муфта, шт.

6

-

3

Тройник, шт.

2

-

1

Колено с внутренней нарезкой, шт.

2

-

1

Колено с внешней нарезкой, шт.

4

-

2

Ниппель, шт.

2

-

1

Камера, шт.

2

-

1

Верхний и нижний зажимы камеры, комплект

2

-

1

Расширитель, шт.

2

-

1

Заглушка камеры, шт.

2

-

1

Вакуумный насос, комплект

1

 

1

Детали вакуумного насоса, комплект

3

-

2

Фильтры-грязеуловители

Фильтрующие элементы, шт.

3

-

1

Сланцевые прокладки, шт.

3

-

1

Предохранительные клапаны

Пружины, шт.

2

2

1

Примечание - Для предохранительных клапанов нормы расхода приведены в расчете на один типоразмер.

8.10. Установки пожаротушения

Эксплуатация, техническоеобслуживание стационарных установок пожаротушения осуществляются в соответствиис «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» [32],«Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральныхнефтепродуктопроводов» [21], инструкцией по эксплуатации итехническому обслуживанию стационарных систем автоматического пенногопожаротушения.

Ответственность запроведение технического обслуживания установок пожаротушения возлагается настаршего инженера НПС и ответственных за пожаробезопасность объектов.Регламентные работы по техническому обслуживанию, ремонту и ведениюэксплуатационной и ремонтной документации осуществляетэксплуатационно-ремонтный персонал. Работы должны проводиться в соответствии сгодовым планом-графиком, который может корректироваться в зависимости отрезультатов контрольных проверок и испытаний систем.

8.10.1. Контрольныепроверки и испытания

При эксплуатациистационарных установок пожаротушения необходимо контролировать: сохранностьзапаса огнегасительного вещества; исправность насосов и компрессоров установокпожаротушения; исправность приводов; величину давления в напорном трубопроводепитательной сети; правильное положение запорной арматуры; состояниепеногенераторов и оросителей, датчиков автоматического и дистанционного пусков,сети распределительных трубопроводов.

Ежедневно должно проверятьсядавление в системе автоматических установок пожаротушения. Падение давления недолжно превышать 0,02 МПа (0,2 кгс/см2) за сутки.

Не реже одного раза в 10дней проверяются насосные агрегаты путем пуска на номинальную мощность.

На установках пенногопожаротушения необходимо один раз полгода проверять качество пенообразующихсредств. Должен быть в наличии двукратный запас пенообразователя.

Баллоны и емкости установок,масса огнегасительного вещества и давление в которых ниже расчетных значений на10 % и более, подлежат дозарядке и перезарядке.

Через каждые 6 месяцевпроверяют температуру их срабатывания, проверяют давление во внутренних пожарныхкранах. Не реже одного раза в год необходимо:

проводить цикл испытанийвсей системы автоматической установки пожаротушения;

при подготовке к зимнемупериоду сухотрубы к резервуарам и насосным станциям продувать воздухом черездренажные линии.

Не реже одного раза в тригода следует проводить гидравлические испытания аппаратов и трубопроводовсистемы пенного пожаротушения на прочность и пневматические испытания - негерметичность.

Не реже одного раза в пятьлет проводить сплошную промывку, продувку и очистку от грязи и ржавчиныаппаратов и трубопроводов. Результаты проверок и испытаний оформляются актами.

8.10.2. Техническоеобслуживание

Техническое обслуживаниесистем пожаротушения осуществляется не реже одного раза в месяц, при этомпроверяются: состояние системы пожаротушения; наличие необходимого запаса водимсистемы ее подогрева (в зимнее время); отсутствие утечек в пожар ной емкости;наличие расчетного количества углекислотных баллонов в помещениях и степень ихзаполнения углекислотой; состояние пожарных датчиков и сигнализаторов давления,сети разводящих труб с целью выявления следов коррозии, замерзания, устраненияпрогибов; состояние окраски, фасонных деталей, подвесок.

8.11. Емкости вспомогательных систем

Обслуживание емкостейвспомогательных систем осуществляется согласно графику проведения ремонтов итехнических обслуживаний указанных систем.

При техническом обслуживаниипроводятся: проверка герметичности разъемных соединений и целостности основногометалла корпуса; подтяжка резьбовых соединений; проверка сальниковых уплотненийи замена прокладок при обнаружении течи; составление дефектной ведомости.

При текущем ремонтевыполняются: ремонт покрытия и корпуса с применением клеевых соединений илисварки; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны емкости;отсоединение технологических трубопроводов от емкости, установка заглушек;очистка емкости от осадков нефтепродуктов, отложений парафина коррозионныхотложений; дегазация емкости при необходимости проведения сварочных работ,окраска емкости; ремонт протекторной защиты днищ емкости, при необходимости;проверка и ремонт поручней, стоек, лестниц.

При капитальном ремонтевыполняются все операции текущего ремонта, а также: замена отдельных участковкорпуса, днища и кровли емкости; демонтаж, ремонт и монтаж оборудованияемкости; покраска.

Помимо периодическихремонтных работ, установленных для вспомогательных систем, необходимо 1 раз вмесяц проводить осмотр емкостей.

При осмотре обращаютвнимание на следующие признаки нарушения прочности и изменения формы емкостей:появление вмятин вследствие образования в емкости недопустимого вакуума или поиным причинам; образование трещин по сварным швам кровли, корпуса, окрайковднища и по прилегающим участкам основного металла; неравномерная осадка емкостей;коррозионный износ и, как следствие, уменьшение толщины листов, утечки нефти;герметичность соединений трубопроводной обвязки емкостей; целостность иотсутствие деформаций элементов крепления к емкостям насосов, клапанов,арматуры и т.д.

С целью оценки техническогосостояния надземных емкостей через каждые два года проводится их частичнаядефектоскопия без вывода емкостей из эксплуатации. При этом выполняютсяследующие работы: ознакомление с технической документацией; внешний осмотремкости; измерение толщины стенок корпуса толщиномерами типа Кварц-6, Кварц-15,УТ-31МЦ и др., позволяющими измерять толщину в интервале 0,2-50 мм с точностью0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до 40 °С; проверка состоянияоснования и отмостки; составление технического заключения по результатамконтроля.

9. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОТЛОВ ИКОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1.Номенклатура оборудования

Нормативы по техническомуобслуживанию и ремонту разработаны для следующего теплотехнического оборудования:котлов водогрейных и паровых, горелочных устройств, топливных емкостей,центробежных насосов, оборудования водоподготовки, экономайзеров водяных,вентиляторов дутьевых, дымососов, оборудования химической очистки воды, наружныхтепловых сетей, нагревательных приборов (радиаторов).

9.2. Виды технического обслуживания и ремонта

Эксплуатация и ремонткотлов, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов должны отвечатьтребованиям Правил Госгортехнадзора РФ [8, 9, 22, 39, 40, 41, 49] и РД 3415-027-93 [10].

Техническое обслуживаниекотлов и котельно-вспомогательного оборудования осуществляется в процессеработы постоянным оперативным персоналом, а автоматизированных котельных -эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС прошедшим обучение несоответствующейпрограмме и успешно сдавшим экзамены.

Техническое обслуживаниетеплотехнического оборудования, в зависимости от периодичности, назначения иобъема подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное.

Ежесменное техническоеобслуживание - это ТО, проводимое в течение рабочей смены.

Периодическое техническоеобслуживание - это ТО, выполняемое, как правило, в дневное время черезустановленные в эксплуатационной документации на каждый вид оборудованиязначения наработки или интервалы времени. В состав операций периодического ТОвходят также и операции ежесменного ТО.

Сезонное техническоеобслуживание заключается в дополнительной проверке оборудования перед началомвесенне-летнего и. осенне-зимнего периодов. Операции сезонного ТО выполняются впроцессе проведения очередного периодического ТО, поэтому в состав его входятоперации последнего.

Текущий ремонт выполняетсяэксплуатационно-ремонтным персоналом НПС или выездными ремонтными бригадами.

Капитальный ремонтвыполняется обученным и аттестованным ремонтным персоналом БПО (ЦБПО) илиспециализированными подрядными организациями, имеющими лицензию на проведениеработ по ремонту теплотехнического оборудования.

Котлы икотельно-вспомогательное оборудование после капитального ремонта подвергаютсяиспытанию и апробации в рабочем состоянии и объеме, приведенном в ПравилахГосгортехнадзора РФ и эксплуатационных инструкциях.

9.3. Контроль работоспособности теплотехнического оборудования

Для контроля фактическоготехнического состояния котельные установки, водогрейные котлы должны бытьукомплектованы приборами контроля давления пара, температуры перегретого пара,питательной воды и уходящих газов, расхода пара или воды, расхода топлива,содержания СО в уходящих газах, газового сопротивления котла, давления воздухаперед топочным устройством, а также пробоотборниками для контроля химсоставапитательной воды и т.п.

Контролируемые параметрыдолжны находиться в пределах, указанных в режимной карте каждого котла.Режимная наладка котлов, регистрируемых в Госгортехнадзоре, должна проводиться1 раз в 3 года, нерегистрируемых - 1 раз в 5 лет, специализированными организациями,имеющими лицензию на этот вид деятельности.

В случаях невозможностиподдержания параметров котла в соответствии с режимной картой по решению лица,ответственного за технически исправное состояние и безопасную эксплуатациюкотлов производится внеочередное техническое освидетельствование [11, 42, 43, 44].При невозможности самостоятельно определить неисправность приглашаетсяспециализированная организация. О внеочередном техническом освидетельствованииоборудования, регистрируемого в Госгортехнадзоре, в обязательном порядкеинформация представляется в местный орган Госгортехнадзора.

Решение о дальнейшейэксплуатации котлов, сосудов, трубопроводов пара и горячей воды, регистрируемыхв органах Госгортехнадзора, принимается Госгортехнадзором на основаниизаключения о экспертном техническом диагностировании, выполненномспециализированным предприятием [45, 46].

Решение о дальнейшейэксплуатации теплотехнического оборудования, нерегистрируемого в органах Госгортехнадзора,принимается комиссией, созданной на предприятии (РНУ), на основании заключенияспециализированной организации по результатам экспертного техническогодиагностирования.

Работоспособность насосов,вентиляторов, дымососов, их электродвигателей и арматуры, их остаточный ресурсоцениваются на основании критериев, приведенных в соответствующих разделахнастоящего РД. Техническое обслуживание и ремонт приборов КИПиА проводятся пографику ППР. Фильтры, деаэраторы и т.п. также подлежат обслуживанию по графикуППР.

9.4. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонтакотлоагрегата (тягодутьевых устройств в том числе) определяется индивидуальнодля НПС в зависимости от времени наработки котлоагрегата после ввода вэксплуатацию, вида топлива, подготовки воды и т.п. Рекомендуемая периодичностькапитальных ремонтов для паровых котлов - 1 раз в 4-5 лет для водогрейныхкотлов - 1 раз в 6-7 лет. Периодичность текущего ремонта - через полгода.

Периодичность ремонтакотельно-вспомогательного оборудования зависит от его функций в составекотельной установки, конструктивных особенностей и условий эксплуатации(таблица 9.1).

Таблица 9.1. Периодичность ремонтакотельно-вспомогательного оборудования

Наименование оборудования

Периодичность, мес.

К

Т

Оборудование водоподготовки:

Фильтры натрий-катионитовые и механические

40

12

Фильтры водород-катионитовые и механические

24

12

Солерастворители

36

12

Баки гидроперегрузки

72

12

Деаэрационные установки

48

12

Осветители

48

12

Декарбонизаторы

48

12

Сепараторы и расширители непрерывной и периодической продувки

Совместно с котлом

12

Барботеры

То же

12

Баки питательные и конденсатные

36

12

Дозаторы шайбовые

48

12

Смесители напорные

48

12

Бойлеры

48

12

Оборудование теплообменное

Подогреватели

48

12

Охладители воды, пара и конденсата

24

12

Редукционные установки

12

6

Барботер

в зависимости от технического состояния

Внутренний осмотр котлов,находящихся в эксплуатации, производится представителем Госгортехнадзора РФ нереже чем через каждые 4 года, а гидравлическое испытание - не реже чем черезкаждые 8 лет.

Периодичность ремонтакотлоагрегатов может быть уточнена в зависимости от режима эксплуатации котлов,что позволяет перейти к системе ТОР по фактическому техническому состоянию.

В нормах трудоемкостиремонта паровых и водогрейных котлов и котельно-вспомогательного оборудованияучтены все виды ремонтных работ слесарные, станочные, обмуровочные,теплоизоляционные (таблица 9.2).

Таблица 9.2. Нормы трудоемкости ремонтакотлов и котельно-вспомогательного оборудования

Наименование оборудования

Трудоемкость, чел.-ч

К

Т

Котлы паровые паропроизводительностью, т/ч

 

 

2,5

800

240

4,0

1100

360

6,5

1400

420

10,0

1650

480

Котлы водогрейные производительностью, Гкал/ч

 

 

до 4,3

1000

300

6,5

1300

390

8,3

1500

450

10,0

1800

540

Экономайзеры водяные чугунные и стальные на каждые 100 м2 поверхности нагрева

 

 

80-100

25-30

Воздухоподогреватели трубчатые на каждые 100 м2 поверхности нагрева

70

20

Обдувочное устройство на один аппарат (без редуктора)

36

12

Вентиляторы дутьевые

 

 

ВД-6

40

10

ВД-8

50

12

ВД-10

70

18

ВД-12

80

20

Дымососы центробежные одностороннего всасывания:

 

 

Д-8

60

16

Д-10

80

20

Д-12

100

25

Теплообменники водо-водяные с поверхностью нагрева, м2

 

 

до 1

16

5

2-3

25

8

4-6

35

10

7-9

40

12

Расходные топливные емкости, м3

 

 

100

100

30

Пароподогреватели пароводяные с поверхностью нагрева, м2

 

 

10

48

18

20

66

24

50

126

30

100

200

40

140

240

72

200

300

92

Емкостные пароводяные подогреватели типа СТД емкостью, м3

 

 

0

30

12

1,0

39

18

2,0

48

20

4,0

64

32

Подогреватели топлива производительностью, т/ч

 

 

6

45

14

Фильтры топливные производительностью, т/ч

 

 

до 10

15

4

Форсунки топливные механические производительностью, т/ч

 

 

0,2-10

8

2

Форсунки топливные паровые производительностью, т/ч

 

 

до 1,8

8

2,4

Горелка инжекционная производительностью, ккал/ч

 

 

2,5∙106

18

5

Деаэраторы производительностью, т/ч

 

 

5

100

30

10

125

38

25

160

48

50

172

56

Натрий-катионитовые фильтры диаметром, мм

 

 

1000

50

12

1500

60

12

2000

72

24

Солерастворители диаметром, мм

 

 

478

28

12

630

32

10

1030

40

14

Бункер мокрого хранения соли емкостью, м3

 

 

10

26

12

20

40

12

50

68

20

Нормы расхода и резервакомплектующих изделий и запасных частей котлов и котельно-вспомогательногооборудования приведены в таблице 9.3 на ремонт пяти единиц однотипногооборудования.

Таблица 9.3. Нормы расхода на ремонт ирезерва комплектующих изделий и запасных частей котлов икотельно-вспомогательного оборудования

Наименование оборудования

Нормы расхода на ремонт

Нормы резерва

К

Т

Трубы кипятильные и экранные, %

-

-

5

Камеры экранов, шт.

4

-

2

Коллекторы, шт.

4

-

2

Затворы лючковые овальные, %

20

10

5

Затворы лазовые, шт.

1

-

1

Люки шуровочные, шт.

5

2

2

Люки смотровые, шт.

5

2

2

Гляделки, шт.

10

5

2

Лючки для измерительных приборов, шт.

10

5

2

Клапаны взрывные, шт.

2

1

1

Затворы эоловые, шт.

5

2

1

Затворы шлаковые, шт.

5

2

1

Котлы вертикальные цилиндрические

Колосники, комплект

2

1

1

Балки подколосниковые, комплект

1

-

1

Заслонки дымовые, шт.

2

1

1

Дверки загрузочные, шт.

1

1

1

Котлы чугунные

Секции котла, комплект

2

1

1

Колосники, %

30

10

15

Подколосниковые балки, шт.

2

1

1

Шуровочные дверцы, шт.

2

1

1

Топочные дверцы, шт.

2

1

1

Арматура

Клапаны обратные питательные, шт.

4

-

1

Вентили запорные, шт.

40

15

2

Задвижки, шт.

20

10

2

Краны спускные, дренажные, комплект

3

1

2

Краны трехходовые, шт.

5

2

1

Водоуказательные колонки, комплект

1

-

1

Сигнализаторы уровня, комплект

1

1

1

Задвижки из коррозионностойкой стали, шт.

10

2

2

Воздушные краны, шт.

5

2

2

Перегреватели

Змеевики или трубы, %

20

-

8

Коллекторы, шт.

2

-

1

Экономайзеры

Трубы ребристые чугунные, %

15

-

10

Коллекторы, шт.

2

-

1

Калачи, %

10

5

5

Заслонки шиберные, шт.

2

-

1

Трубы стальные, %

15

-

10

Воздухоподогреватели

Трубы стальные, %

25

5

10

Компенсаторы, шт.

1

-

-

Трубные доски, шт.

3

1

1

Кубы воздухоподогреватели, комплект

2

-

1

Обдувочные устройства

Труба обдувочная, комплект

2

1

1

Муфта шарнирная, шт.

5

2

2

Колесо, шт.

3

1

1

Шестерня, шт.

2

1

1

Шпиндель в сборе, комплект

2

-

-

Втулки закладные, комплект

4

2

2

Форсунки

Шайба распределительная, шт.

5

2

1

Завихритель топлива, комплект

5

2

1

Завихритель паровой, комплект

3

1

1

Вентиляторы и дымососы

Рабочие колеса, шт.

2

-

1

Лопатки рабочего колеса, комплект

3

1

1

Примечание - Вышеуказанное оборудование необходимо для бесперебойной работы котельных в течение года и должно находиться в обменном фонде БПО (ЦБПО).

10. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СИСТЕМ ВОДОСНАБЖЕНИЯ,КАНАЛИЗАЦИИ И ОЧИСТНЫХ
СООРУЖЕНИЙ, ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ

10.1. Номенклатура оборудования

Нормативы по техническомуобслуживанию и ремонту разработаны для:

технологическихтрубопроводов;

оборудования системыводоснабжения: насосов, артскважин, натрийкатионовых фильтров, бактерицидныхустановок, емкостей для хозяйственно-производственного запаса воды, запорнойарматуры, сетей наружного водопровода;

оборудования системыхозяйственно-фекальной и промышленной канализации: смотровых колодцев,канализационных коллекторов, колодцев с гидравлическим затвором, емкостей сборапромышленных канализационных стоков, дренажных приямков (в т.ч. лотков дляотвода промышленных стоков из помещений насосной), запорной арматуры,канализационных сетей;

трубопроводов горячей воды ипара;

очистных сооружений:септиков, компактных установок типа КУ, песколовок, нефтеловушек, прудовотстаивания, флотационных установок, биологических фильтров, аэротенков.

Все трубопроводы, подлежащиерегистрации в местных органах Госгортехнадзора, должны иметь паспорта стехническими характеристиками, в которые эксплуатационным персоналомзаписываются обнаруженные дефекты и производимые ремонтные работы.

10.2. Система канализации

На НПС, как правило,существуют две системы канализации:

производственно-ливневая;

хозяйственно-бытовая.

Производственно-ливневаяканализация относится к категории взрывопожароопасных объектов.

Количество сточных вод,отводимых в канализацию, не должно превышать величины, указанной в «Укрупненныхнормах водоотведения».

Присоединение трубопроводоводной системы канализации к другой не допускается.

10.2.1. Контрольработоспособности

Контроль работоспособностисистемы канализации включает наружный и внутренний осмотр состояния системы.

Наружный осмотр проводитсяне реже 1 раза в месяц, внутренний - два раза в год, преимущественно весной иосенью.

При наружном осмотрепроводится проверка:

исправности и чистотысмотровых колодцев, наличия и плотности прилегания крышек люков; целостностилюков; горловин, скоб и лестниц; герметичности гидравлического затвора;отсутствия газов в колодцах; степени наполнения труб, наличия подпора(затопления), засорений и других нарушений, видимых с поверхности земли;наличия завалов на трассе в местах расположения колодцев и в лотках для отводапромстоков из помещения насосной, а также осмотр емкости, дренажных приямков,дренажных решеток.

При внутреннем осмотрепроводятся:

проверка исправностигидрозатвора (проверка или замена прокладок, заделка раструбов гидрозатвора);штукатурка гидрозатворов; осмотр внутреннего состояния смотровых колодцев иаварийных выпусков камер, эстакад и переходов коллекторов и каналов;обследование стен, горловин, лотков, входящих и выходящих труб; проверкацелостности скоб, лестниц, люков и крышек, наличия пломб; проверкагидравлических условий работы; обслуживание арматуры.

По результатам осмотров и взависимости от степени повреждений производятся текущий или капитальный ремонт.

10.2.2. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системыканализации производятся: удаление грязи, снега, льда, посторонних предметов изсмотровых колодцев, восстановление плотности прилегания крышек люков; очисткадренажной решетки от задержанных сбросов; разборка завалов на трассе и в местахрасположения колодцев; восстановление исправности сбросового оголовкаканализационного коллектора, при необходимости очистка устья от ила ипосторонних предметов; удаление грязи с запорной арматуры, подтяжка сальников.

10.2.3. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтесистемы канализации производятся: ремонт распределительных лотков, шиберов;заделка трещин в колодцах, переукладка горловин или полная переделка колодцев;замена крышек люков; набивка или донабивка сальников запорной арматуры, заменаотдельных деталей или полная замена задвижек, покраска; замена неисправнойдренажной решетки; зачистка емкости бака накопителя; замена прокладкигидрозатвора; заделка раструбов гидрозатвора; штукатурка колодцев сгидрозатвором; полная или частичная переукладка отдельных участков сети в связис наметившимися разрушениями или просадками труб.

10.2.4.Профилактические и аварийные очистки системы канализации

Для сохранения расчетнойпропускной способности труб и коллекторов системы канализации необходимоосуществлять профилактические и аварийные прочистки канализационной системы отосевших в ней осадков.

Профилактическая очисткаканализационного коллектора проводится в соответствии с планом подготовки кзиме. Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоныпрочищаются чаще.

Основными способамипрочистки труб канализационных сетей приняты следующие:

гидравлический - промывкаводой;

гидромеханический -прочистка самодвижущимися, за счет подпора воды, снарядами: резиновыми илиметаллическими шарами, деревянными цилиндрами, парными дисками;

механический - прочистка спомощью снарядов, проталкиваемых по трубопроводам на трассах с помощью лебедок.

В случае засорения труб,сопровождающего прекращением работы канализационной сети, необходимо проводитьаварийную прочистку сети с помощью гибких валов, проволоки, сборных штанг,промывки водой. Разрушение засорения производится из нижнего сухого колодца спомощью одного из вышеперечисленных приспособлений в зависимости от характеразасорений.

10.3. Система водоснабжения

10.3.1.Контроль работоспособного состояния системы водоснабжения

Система водозабора, подачи,распределения и подготовки питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное инадежное снабжение потребителей водой, отвечающей требованиям ГОСТ2874-82 [14],СанПиН2.1.4.559-96 [47].

Обслуживание установок поподготовке питьевой воды осуществляется в соответствии с Правилами техническойэксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест [15].

Эксплуатация и обслуживаниеартезианских скважин осуществляется согласно инструкции по эксплуатации,которую обязана составить и приложить к исполнительной документацииорганизация, соорудившая артезианскую скважину.

Контроль работоспособностиартскважин проводится один раз в месяц, при этом осуществляются:

замер эксплуатационногодебита, м3/ч;

замер положенийдинамического и статического уровней, м;

химический ибактериологический анализ воды (один раз в месяц, если нет специальных указанийорганов санитарного надзора);

анализ содержания в водевзвешенных частиц (песка, ила, глины и пр.) не более 2 % (при заметномувеличении содержания - не реже двух раз в месяц).

Признакаминеработоспособности артскважины являются: уменьшение дебита; изменениединамического и статического уровня; ухудшение химических и бактериологическихкачеств воды.

При проявлении одного извыше перечисленных признаков неработоспособности скважин необходимо установитьпричину и устранить ее.

Причинами уменьшения дебитаскважины являются:

неисправность насосногоагрегата; занос песком водоприемной части скважины; закупорка отверстий фильтраотложениями солей и цементация пор породы вокруг фильтра.

Основными причинамипонижения статического уровня в скважине являются:

влияние работы близлежащихскважин;

естественное снижение уровняводы в эксплуатируемом водоносном горизонте.

Ухудшение химических ибактериологических качеств воды может произойти от проникновения в скважину иливодоносный горизонт агрессивных или загрязненных вод через устье скважины, позатрубному пространству из вышележащих водоносных пластов, а также из-занезатампонированных соседних скважин.

Профилактический ремонт изамена изношенных деталей водонасосных установок производятся не реже одногораза в шесть месяцев и не реже одного раза в девять месяцев для водонасосныхустановок, работающих периодически.

Контроль работоспособногосостояния водопровода производится при наружном осмотре и профилактическомобслуживании системы водоснабжения.

Наружный осмотр трассводопровода и проверка действия сооружений и оборудования проводятся не режеодного раза в два месяца.

Профилактическоеобслуживание системы водоснабжения осуществляется не реже двух раз в год, какправило, в осенний и весенний периоды.

При наружномосмотре проводится проверка: водяных насосов (чистка и смазка подшипников,осмотр торцовых уплотнений, проверка затяжки болтов крепления); оборудованияартскважины (обратного клапана, задвижки, водомера и т.д.); натрийкатионовогофильтра, его герметичности и работы; бактерицидной установки, ее герметичностии работы; емкости, ее герметичности; сетей водопровода, (выявлениенегерметичности); исправности смотровых колодцев, наличия крышек люков;обследование оголовка водоприемника; состояния самотечных и сифонныхтрубопроводов путем сопоставления уровней воды в береговом колодце и водоеме(увеличение разности в уровнях и вынос осадка в колодец являются признакамизасорения трубопроводов).

На основании результатовнаружного осмотра и профилактического обслуживания оборудование системыводоснабжения выводят в текущий или капитальный ремонт.

10.3.2. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системыводоснабжения производятся: подтяжка торцового уплотнения, затяжка болтовкрепления, центровка водяных насосов; замена эластичных элементовсоединительной муфты; подтяжка сальникового уплотнения запорной арматурыартскважины, удаление грязи; устранение негерметичности натрий-катионовогофильтра; устранение негерметичности бактерицидной установки; покраска емкости;удаление грязи из смотровых колодцев, установка отсутствующих крышек люков;устранение негерметичности водопровода, замена отдельных участков трубопроводовв размере не более 20 % протяженности.

10.3.3. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтесистемы водоснабжения производятся: ремонт насоса со вскрытием, разборкойторцового уплотнения, заменой сальниковых уплотнений, проверкой состояниярабочего колеса и вала, их заменой при необходимости; центровка насоса; набивкасальников, замена отдельных деталей узлов запорной арматуры; очистка и промывканатрийкатионового фильтра; удаление осадков из емкости; смена люков, крышекколодцев водопровода; ремонт ходовых скоб, лестниц, горловин колодцевводопровода; устранение негерметичности водопровода; демонтаж пришедшего внегодность и прокладка нового трубопровода, замена арматуры, фланцев, прокладоксальниковых компенсаторов, замена подвижных и неподвижных опор, полноевосстановление антикоррозионного покрытия и термоизоляции, гидравлическоеиспытание со сдачей местным органам Госгортехнадзора.

10.4. Трубопроводы горячей воды и пара

10.4.1.Контроль работоспособности

Трубопроводы горячей воды ипара, имеющие в течение года сезонный перерыв в работе, ежегодно подвергаютсягидравлическому испытанию на давление, равное 1,25 рабочего, а трубопроводы,работающие без перерыва - один раз в два года.

Оперативный контрольтрубопроводов горячей воды и пара осуществляется в сроки, указанные в таблице 2.1.

Плановый контрольтрубопроводов горячей воды, незарегистрированных в Госгортехнадзоре, проводитсяне реже одного раза в два года, при этом осуществляются:

проверка герметичностисварных швов и фланцевых соединений; осмотр состояния теплоизоляции иантикоррозионного покрытия; регулировка отопительной системы (один раз в годперед отопительным сезоном или, при необходимости, в случае отклонения режимаработы системы); проверка плотности прилегания крышек, герметичности арматуры иработы измерительных приборов водоподогревателей.

Трубопроводы пара и горячейводы, зарегистрированные в Госгортехнадзоре, подвергаются техническомуосвидетельствованию в сроки, предусмотренные правилами Госгортехнадзора.

В случае выявлениянеисправностей при испытаниях, оперативных и плановых контролях, техническихосвидетельствованиях трубопроводы горячей воды и пара могут быть выведены втекущий или капитальный ремонт.

10.4.2. Типовойобъем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся:промывка системы трубопроводов; замена отдельных групп радиаторов или ребристыхтруб, регулировочной арматуры; ремонт сливных и воздушных труб, вантузов ирасширительных баков, ремонт теплового пункта.

10.4.3. Типовойобъем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонтепроизводятся: восстановление теплоизоляции и антикоррозионного покрытия;демонтаж пришедшего в негодность и прокладка нового трубопровода; заменаарматуры, фланцев, прокладок сальниковых компенсаторов; полное восстановлениетеплоизоляции и т.д.

После капитального итекущего ремонтов трубопроводы пара и горячей воды должны быть испытаны вобъеме, установленном «Правилами устройства и безопасной эксплуатациитрубопроводов пара и горячей воды» [9].

10.5. Очистные сооружения

10.5.1.Контроль работоспособности

Система отвода и очисткисточных вод должна обеспечивать предупреждение отвода с сооружений НПС воды, неотвечающей по своим показателям требованиям «Правил охраны поверхностных вод отзагрязнений сточными водами» [16].

Эффективность работы (атакже работоспособность) отдельных очистных сооружений или их комплексаконтролируется по составу сточных вод и осадков до и после их пребывания накаждом этапе очистки, а также после всего комплекса очистных сооружений. Составсточных вод и осадков проверяются не реже 1 раза в 10 дней.

Эксплуатация, контрольтехнологических параметров, обслуживание и ремонт очистных сооружений производитсясогласно инструкции по эксплуатации, а также СНиП 2.04.03-85 [48] идействующих нормативно-технических документов.

10.5.1.9. По результатампроведения контроля работоспособного состояния очистные сооружения выводятся втекущий или капитальный ремонт.

10.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

10.6.1.Периодичность ремонта приведена в таблице 10.2.

Таблица 10.2. Периодичностьремонта инженерных коммуникаций и очистных сооружений

Наименование сооружений

Периодичность

Т, мес.

К, лет

Наружный водопровод и канализация из чугунных труб

24

20

То же из стальных труб

24

15

То же из асбоцементных труб

12

10

Наружные тепловые сети

12

15

Внутренние сети водопровода, отопления, канализации, горячего водоснабжения и паропроводов:

 

 

в нормальных условиях

18

15

в агрессивной среде и при переувлажнении

12

12

Трубопроводная арматура

6

5

Песколовки

12

3

Нефтеловушки

6

2

Пруды отстаивания

12

4

Флотационные установки

24

4

Фильтры

12

3

Биофильтры

12

4

Аэротенки

12

4

Фильтры глубокой очистки

6

2

Периодичность ремонта трубопроводовиз полиэтиленовых труб, гуммированных и футерованных винипластом, полиэтиленоми фторопластом и пр., приравнивается к периодичности ремонта трубопроводов изстальных труб внутренних и наружных сетей с коэффициентом 0,75.

10.6.2. Нормы трудоемкостиремонта сварных трубопроводов различного назначения и условий прокладки ирассчитанных на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2) приняты без учетаремонта промышленной трубопроводной арматуры, земляных и строительных работ иприведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Нормы трудоемкости ремонтатрубопроводов различного назначения

Наименование трубопровода

Вид ремонта

Нормы трудоемкости, чел.-ч на 100 м трубопровода диаметром, мм

до 25

50

75

100

150

200

250

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

Тепловые сети, паропроводы, проложенные на эстакадах, по стенам зданий и в проходных каналах

Капитальный

-

50

70

95

120

150

200

Текущий

 

12

18

25

30

40

50

Тепловые сети, паропроводы, проложенные в непроходных каналах

Капитальный

-

46

80

100

120

160

220

Текущий

-

20

35

50

75

90

120

 

 

 

 

 

 

 

 

Канализация фекальная и производственная 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 и горячей воды, воздуховоды сжатого воздуха, трубопроводы системы отопления без изоляции

Капитальный

20

30

40

55

70

90

110

Текущий

5

7

10

15

17

22

26

Паропроводы

Капитальный

30

42

60

80

105

130

160

Текущий

7

10

15

20

26

32

40

Канализация фекальная и производственная из чугунных труб

Капитальный

-

30

-

40

52

65

75

Текущий

-

7

-

10

12

16

20

Трудоемкость ремонтанаружных трубопроводов приведена без учета земляных и строительных работ.

При пользовании нормамитрудоемкости учитывается:

трудоемкость ремонтатрубопроводов, смонтированных на фланцевых соединениях, определяется скоэффициентом 1,1, а для трубопроводов, рассчитанных на давление более 2,5 МПа(25 кгс/см2), - с коэффициентом 1,2;

трудоемкость ремонтатрубопроводов из полиэтиленовых труб, гуммированных, футерованных полиэтиленом,винилпластом и фторопластом, определяется с коэффициентом 1,15;

трудоемкость ремонтатрубопроводов из газовых труб, смонтированных на фиттингах, определяется скоэффициентом 0,85.

Для техническогообслуживания трубопроводов и арматуры на каждую рабочую смену планируетсятрудоемкость в размере 8 % трудоемкости текущего ремонта.

В нормах трудоемкостипредусмотрены станочные работы в размере 10 % при капитальном ремонте, 5 % -при текущем ремонте и теплоизоляционные - 30 %.

10.6.3. В таблице 10.4приведены нормы расхода и резерва комплектующих изделий и запасных частей длятрубопроводной арматуры и водонагревателей.

Таблица 10.4. Нормы расхода на ремонт ирезерва запасных частей трубопроводной арматуры и водонагревателей

Наименование запасных частей

Нормы расхода на ремонт 10 единиц однотипного оборудования

Нормы резерва на 10 однотипных эксплуатируемых единиц

К

Т

ТО

Штоки к вентилям и задвижкам, шт.

2

1

-

1

Седла с одной рабочей поверхностью, шт.

3

1

1

2

Клапаны, шт.

3

1

1

2

Втулка штоков, шт.

2

1

-

2

Зубчатые пары к приводным головкам, комплект

1

1

-

1

Сальниковые втулки, шт.

4

2

1

2

Маховички, шт.

2

1

1

1

Корпус, шт.

2

1

-

1

11.СБОР, ОБРАБОТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ИНФОРМАЦИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙНАДЕЖНОСТИ

Каждое предприятие с учетомосновных требований настоящего раздела должно организовать сбор информации иопределение показателей надежности для всего механо-технологическогооборудования. Фактические показатели надежности учитываются при определениипериодичности диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов,а также в планировании работ по совершенствованию и модернизации оборудованияили его замене.

Автоматизированные сбор,обработка, хранение и выдача информации о надежности работымехано-технологического оборудования НПС должны осуществляться с учетомразработки и внедрения единой системы контроля и управления техническимобслуживанием и ремонтом (СКУТОР) объектов и сооружений нефтепроводов АК«Транснефть».

11.1. Сбор информации

11.1.1. Информация онадежности подразделяется на базовую, входящую и выходящую.

11.1.2. Базовая информациядолжна формироваться и корректироваться АО МН (РНУ) и содержать:

данные о номенклатуреустановленного, эксплуатируемого и имеющегося в резерве механо-технологическогооборудования НПС;

данные о технологическихсхемах и режимах НПС;

сведения о номинальныхпараметрах и характеристиках оборудования НПС;

сведения о наработке ифактических характеристиках устанавливаемого (нового) оборудования иливводимого в эксплуатацию после ремонта;

периодически фиксируемыетехнико-экономические показатели оборудования;

кодификаторы оборудования,видов его отказов и причин, их вызывающих.

11.1.3. Входящая информациядолжна содержать:

сведения о фактическихэксплуатационных параметрах механо-технологического оборудования;

данные об отказах, времени итрудозатратах на проведение ремонтных работ;

сведения о стоимостивыполненных в отчетном периоде ремонтных работ;

сведения об измененияхсостава и размещения оборудования.

11.1.4. Эксплуатационныепараметры механо-технологического оборудования, подлежащие обязательномуконтролю, определяются в соответствии с эксплуатационной и ремонтнойдокументацией на каждый вид оборудования. Данные о параметрах, результатахпроведения, диагностики и неразрушающего контроля, испытаний оборудованиядолжны регистрироваться в журналах учета работы оборудования с периодичностью,предусмотренной эксплуатационной документацией, а также приводимой в разделах настоящегоРД.

11.1.5. Отказом оборудованияявляетсялюбое нарушениеработоспособности, приводящее к его остановке или снижениютехнико-экономических показателей по сравнению с установленными внормативно-технической документации.

11.1.6. Технологические остановкиоборудования, а также остановки, связанные с проведением техническогообслуживания, планово-предупредительных ремонтов, испытаний после модернизациик отказам не относятся и при расчете показателей надежности не используются.Остановки и незапуски насосного агрегата (НА) в течение 8 ч после проведениятекущего и 72 ч - капитального ремонтов отказами не считаются. Они учитываютсяпри оценке качества выполненных ремонтов.

11.1.7. Повторный выводоборудования в ремонт в течение первого месяца его работы после окончаниякапитального (текущего) ремонта считается отказом.

11.1.8. Конкретные видымехано-технологического оборудования (насосы, регуляторы давления, устройствагашения ударной волны, фильтры-грязеуловители, емкости утечек, оборудованиекотельной, запорная арматура и др.), по которым собирается и регистрируетсяинформация по отказам, определяются специальным приказом (решением) АО МН.

11.1.9. Для возможностиоценки влияния пусков (включений) на надежность работы оборудования и изменениеего параметров следует вести учет числа пусков (включений).

11.1.10. С целью оценкиработы служб БПО необходимо фиксировать данные о времени, трудозатратах истоимости выполненных ремонтных работ с последующим вводом в базу данных (БД).

11.1.11. Сбор информации оботказах и наработках оборудования должен производиться непрерывно с начала егоэксплуатации с помощью средств АСУ, а при их отсутствии - персоналом НПС.

Все отказы, произошедшие вработе механо-технологического оборудования, регистрируются в хронологическом порядкев журнале учета аварий и отказов. Далее сведения должны быть введены в БД.

Ответственность заправильность учета аварий и отказов в работе, своевременное представление в вышестоящуюорганизацию актов расследования и сведений об отказах, а также хранение журналаучета аварий и отказов, актов расследований возлагается на лицо, ответственноеза эксплуатацию механо-технологического оборудования предприятия.

11.1.12. Предприятия должныобеспечить достаточно полное и своевременное заполнение эксплуатационной иремонтной документации сведениями об отказах, неисправностях, объемах ремонтов.

11.2. Порядок обработки эксплуатационной информации о надежности

11.2.1. Обработкаэксплуатационной информации о надежности производится в следующем порядке:

первичная обработкаинформации и формирование выборок;

определение показателейнадежности;

анализ показателейнадежности, выявление так называемого слабого звена оборудования.

11.2.2. Календарнаяпродолжительность наблюдений для определения показателей надежности должнасоставлять не менее двух лет либо приниматься равной межремонтному периоду приусловии, что за это время зарегистрировано три-четыре отказа.

11.2.3. Первичная обработкаинформации.

За установленный периоднаблюдений в БД должны быть следующие сведения:

дата, время отказа,отказавший узел (деталь), причина отказа;

суммарная наработкаоборудования за период наблюдений, а также узлов (деталей), наработка которыхрегламентирована другими НТД;

результаты периодическихконтролей технико-экономических показателей объекта;

данные о числе пусков;

суммарная наработкаоборудования с начала эксплуатации и момента проведения последнего ремонта.

В число наработок между отказами входят все наработкимежду отключениями, не относящимися к отказам механо-технологического оборудования(например, остановки НА по причине отсутствия электроэнергии, изменения режимаперекачки нефти и др.). Наработка в часах между отказами определяется как суммавсех наработок между отключениями за период между двумя отказами.

Информация о наработках между отказами необходима дляопределения наработки оборудования за период наблюдений, а также среднейнаработки на отказ.

Данные о количестве пусков используются при оценкеработы ремонтных служб, а также возможного влияния пусков на надежность работыНА.

На основании сведений, имеющихся в БД, формируютсявыборки конкретно по видам отказов для каждой единицы оборудования (например,для насосов - по отказам торцовых уплотнений, подшипников и т.д.), содержащиеданные о количестве отказов, наработках между ними. Сведения используются сцелью определения средних наработок на отказ для различных узлов оборудования ивыявления минимальной из них, так называемой наработки слабого звена, а такжедля определения других показателей надежности.

11.2.4.Определение показателей надежности

11.2.4.1. Средняя наработка оборудования на отказ Трассчитывается по формуле

,                                                      (11.1)

где    r - суммарноечисло отказов за период наблюдений τк;

ti- i-я наработка в часах между отказами за период τк.

11.2.4.2. Среднее время восстановления:

,                                                     (11.2)

где  - время в часах,затраченное на i-й ремонт.

11.2.4.3. В качествепоказателя, позволяющего оценить степень влияния частоты пусков на надежностьНА, принимается коэффициент относительной частоты пусков Кп,величина которого равна среднему числу пусков НА за 1000 ч работы:

,                                                  (11.3)

где    П - суммарное число пусков за отчетный период;

Тр- суммарное времяработы НА в часах (наработка) за отчетный период τк.

11.2.5. Анализ надежностимехано-технологического оборудования базируется на результатах расчетов (п. 11.2.4).

Минимальная величина среднейнаработки какого-либо узла оборудования на отказ учитывается при определениипериодов проведения диагностических контролей. Данные о фактических показателяхнадежности, а также результаты диагностических контролей и испытанийиспользуются при корректировке сроков и объемов проведения плановых ремонтовоборудования.

12. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙЗАКОНСЕРВИРОВАННЫХ ИЛИ ВРЕМЕННО ВЫВЕДЕННЫХ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ НПС

12.1. Принципы организации и проведенияработ по выводу НПС в резерв

При временном выводе НПС изэксплуатации в резерв ее оборудование должно подвергаться техническомуобслуживанию и ремонту в объеме, зависящем от категории резервирования объекта.

Категория резервированияопределяется на стадии разработки технико-экономического обоснования (ТЭО)вывода НПС из эксплуатации. ТЭО выполняется для конкретной НПС с учетом режимовперекачки по данному нефтепроводу на перспективу, фактической наработкиоборудования и его технического состояния и затрат, связанных с реконструкциейНПС (реконструкцией камеры приема и пуска скребка, систем энергоснабжения,теплоснабжения, системы канализации и очистных сооружений, охраннойсигнализации), затрат по трудоустройству персонала резервируемой НПС и т.п.Целесообразность резервирования НПС определяется сравнением приведенных затратдвух и более вариантов снижения производительности перекачки (например, работойс меньшим числом насосов, заменой ротора, типоразмера насоса, работой черезстанцию, дросселированием излишнего напора и т.д.). По результатам ТЭОпринимается решение о выводе в резерв НПС без консервации оборудования, опроведении консервации или выносится решение о ликвидации НПС.

После принятия решения оконсервации для данной НПС разрабатывается технологический регламент попроверке и обеспечению работоспособности ее оборудования и систем. При консервацииоборудования НПС следует руководствоваться ГОСТ9.014-78 [17]и ГОСТ 23216-78 [18].

Технологический регламентдолжен состоять из следующих разделов:

общая характеристикаоборудования НПС, оценка его технического состояния и остаточного ресурса;

определение перечняоборудования и систем НПС, подлежащих консервации или демонтажу;

определение перечняоборудования и систем, подлежащих реконструкции;

технология консервацииоборудования, подготовки поверхности;

способы консервацииоборудования и систем;

материалы, применяемые приконсервации;

нормы расхода защитныхматериалов;

контроль качестваконсервации;

определение количествазащитных средств, химреагентов, специнструмента, техники, приспособлений дляпроведения работ по консервации;

трудоемкость работ по выводуНПС в резерв, определение сроков консервации объекта;

определение состава бригадыпо консервации объекта, квалификации привлекаемого дополнительно персонала;

техническое обслуживание иконтроль состояния оборудования на законсервированной НПС. Функционированиеотдельных объектов (котельная, больница и пр.), находящихся на балансе НПС.План-графики осмотров, проверок, обкатки, испытаний оборудования и систем.Численность и квалификация обслуживающего персонала. Трудоустройствосокращаемого персонала НПС;

ремонт оборудования и системна законсервированной НПС;

устранение дефектов взащитном материале, выявленных при осмотрах и проверках;

переконсервация оборудованияНПС;

расконсервация оборудованияНПС;

проверка оборудования наработоспособность и обкатка до вывода на рабочий режим;

техника безопасности иохрана окружающей среды при проведении работ на законсервированном объекте;

пожарная безопасность назаконсервированной НПС;

охрана законсервированныхНПС.

Технологический регламентразрабатывается службами РНУ с привлечением специалистов по защите от коррозиии может содержать дополнительные разделы, связанные с экономической оценкойцелесообразности консервации НПС в зависимости от выбранной технологии.

На основаниитехнологического регламента для каждого вида оборудования составляютсятехнологические карты консервации, хранения, осмотров оборудования с указаниемрабочих параметров до консервации, технологических операций по подготовкеповерхности к консервации, графиков осмотров, проверок, мероприятий приосмотре, требований по переконсервации и расконсервации. Для законсервированнойНПС составляется технический паспорт, включающий технологические карты назаконсервированное оборудование, план-графики осмотров, проверок, ремонтаоборудования и систем, оставшихся в работе, перечень демонтированного оборудованияи систем с указанием мест хранения, порядок ввода объекта в эксплуатацию,порядок действия персонала при аварийных ситуациях и пр., эксплуатационнуюдокументацию с указанием реконструированных объектов и актом на изменениекатегории электроснабжения, согласованным с представителями энергосетей района.

Для вывода НПС в резервприказом по АО МН создается комиссия в составе: представитель или доверенноелицо АК «Транснефть»; представители проектной организации и АО МН, в ведениикоторого находится нефтепровод; главный инженер районного управления; старшийинженер выводимой в резерв НПС; инженеры всех служб НПС; инженер по техникебезопасности; представители Госгортехнадзора, службы энергосетей района, связи,службы пожарной охраны и ВОХР, комитета охраны окружающей среды; принеобходимости, представители других организаций (НИИ, заводов-изготовителейотдельных изделий и т.д.).

Консервация и выполнениевсех технологических мероприятий выполняется личным составом НПС или специальноподготовленных подразделений АО МН. Персонал, выполняющий вывод в резервоборудования, должен ясно представлять технологические особенности выбранноговарианта консервации, химические свойства веществ, применяемых для подготовкиповерхностей и консервации и др.

12.2. Перечень основного и вспомогательного оборудования исистем НПС, остающихся в работе иподлежащих консервации при выводе НПС в резерв

К оборудованию и системамНПС, оставленным в эксплуатации, относятся:

система отопления(котельная, теплосети, приточная вентиляция в ЗРУ для блочно-модульныхстанций). В случае опорожнения резервуаров и технологических трубопроводов дляснабжения топливом котельной, работающей на нефти, необходимо предусмотретьпрокладку трубопровода от магистрального нефтепровода; система водоснабжения(артезианские скважины с насосами первого и второго водоподъема); системаканализации (промышленная и фекальная) с очистными сооружениями; системаприточной вентиляции электрозала основной и подпорной насосной с насосамигоризонтального исполнения; система пенного пожаротушения (при наличии нефти втехнологических трубопроводах и резервуарах) и система водяного пожаротушения сколодцами и гидрантами; система охранной сигнализации.

К механо-технологическомуоборудованию и системам, подлежащим консервации, относятся:

система обеспеченияперекачки нефти, включающая резервуарный парк, магистральные насосные агрегаты,подпорные насосные агрегаты на головных НПС, зачистной насос или насосвнутренней перекачки на промежуточной НПС, технологические нефтепроводы с арматурой,насосы откачки утечек; вспомогательные системы, связанные с перекачкой нефти(узел приема-пуска скребка, фильтры-грязеуловители, устройство гашения ударнойволны и система «Аркрон», емкости сброса ударной волны и сбора нефти, системасбора утечек, маслосистема); система водо- и теплоснабжения для отопления иводоснабжения блок-боксов мастерских, вахтенного персонала и пр.; системапенного пожаротушения при опорожненных резервуарах и технологическихнефтепроводах: система вытяжной вентиляции.

12.3. Типовой объем работ и периодичность техническогообслуживания и ремонта механо-технологического оборудования на законсервированной НПС

Выведенное из эксплуатацииоборудование подлежит плановым осмотрам и проверкам по графикам, утвержденнымглавным инженером РНУ. При этом осуществляются подновление защиты, оценкатехнического состояния элементов, оборудования в целом (без общейрасконсервации), его работоспособности; возможен ремонт и переконсервация(таблица 12.1).

Техническое обслуживание иремонт механо-технологического оборудования, законсервированного илиоставленного в работе на временно выведенной из эксплуатации НПС,осуществляется вахтовым персоналом.

12.4. Основные положения по техническому обслуживаниюмехано-технологического оборудования в период расконсервации НПС

При выводе НПС из резерванеобходимо выполнить комплекс мероприятий, связанных с расконсервациейоборудования, проверкой его работоспособности и обкаткой до вывода на рабочийрежим. Расконсервация включает в себя разгерметизацию, удаление упаковки исредств защиты в соответствии с принятой технологией консервации.

При расконсервации насосовобязательна ревизия подшипников, концевых уплотнении вала. Заключение оработоспособности насосов выдается после их испытаний, которые включаюткратковременный пуск и испытание на рабочем режиме в течение двух часов. Приэтом проверяют уровень вибрации согласно нормам. Магистральные насосы считаютсяпринятыми в эксплуатацию после испытаний их в рабочем режиме в течение четырехчасов. Основные и вспомогательные насосы подлежат проверке на работоспособностьпосле того, как их двигатели были подготовлены к запуску.

Устранение дефектов,обнаруженных при периодических осмотрах или перед вводом оборудования вэксплуатацию, осуществляется вахтовым персоналом законсервированной НПС илиаварийной бригадой РНУ. Состав аварийной бригады для производства работ назаконсервированной НПС определяется объемом и категорией сложностивосстановительных работ. Обязательно наличие в бригаде инженера-механика,инженера-энергетика, инженера КИП, слесарей по ремонту технологическихустановок и электроустановок, сварщика, лаборанта-химика, специалиста по дефектоскопии,водителей, инженера местной службы устройств релейной защиты и автоматики.Квалификация персонала должна быть не ниже 4 разряда, обязательным являетсяовладение смежными профессиями. В технологических картах консервации отмечаютсядата и время устранения дефектов.


Таблица 12.1. Периодичность и типовой объемработ при техническом обслуживании механо-технологического оборудования исооружений законсервированных НПС

Оборудование и системы

Рекомендуемое защитное покрытие, консервант

Периодичность

Типовой объем работ

Контролируемый параметр

Насосы подпорные, магистральные, откачки утечек, внутристанционной перекачки

ИКБ-2-2 (Кон-сервант-1), КЦА, НДА, К-17, НЦ-132К, НЦ-132П

Через 6 месяцев

Визуальный осмотр наружных поверхностей, торцовых, сальниковых уплотнений, подшипниковых опор;

проверка целостности упакованных узлов;

изъятие отдельных контрольных образцов;

ликвидация утечек;

прокрутка вала

Скорость коррозии < 0,1 мм/год

Через 3 месяца

Замер температуры и влажности в помещении;

оформление документов на переконсервацию, при необходимости

Температура ≥ 5 °С,
влажность ≤ 70 %

Насосы маслосистемы

Т22 с АКОР-1, КП, К-17, НГ-203

Через 6 месяцев

Визуальный осмотр наружных поверхностей, торцовых и сальниковых уплотнений, подшипников;

ликвидация утечек;

отбор пробы масла;

прокрутка вала;

оформление требований на переконсервацию, при необходимости

Концентрация ингибитора

Насосы водоснабжения, отопления, канализации

Нитрит натрия с содой и глицерином, К-17

Через 6 месяцев

Визуальный осмотр наружных поверхностей, сальниковых уплотнений, подшипников;

ликвидация утечек;

прокрутка вала;

оформление требований на переконсервацию

 

Вентиляторы, компрессоры

Силикагель КСМ, IIIСМ, НДА, КЦА, ЛЗ-162, Литол 24

Через 6 месяцев

Визуальный контроль наружной поверхности вала, наличия смазки в подшипниках скольжения;

контрольный осмотр патронов с силикагелем-индикатором;

При изменении цвета индикатора на розовый необходима переконсервация

прокрутка вала с последующим восстановлением защитной смазки (литол 24);

оформление требований на переконсервацию, при необходимости

Грузоподъемные механизмы: кран мостовой, таль ручная

К-17, НГ-203, ПВК, МЗ, АМС-3

 

Визуальный контроль, испытания по нормам Госгортехнадзора РФ

 

Запорно-регулирующая арматура

ПВК, МЗ, НГ-216Б, НГ-222Б, ПМ-РК, ИКБ-2-2 (Консервант-1)

На открытой площадке - через 4 месяца, в помещениях - через 6 месяцев, сезонные проверки - весной и осенью

Визуальный осмотр наружных поверхностей; проверка целостности упаковки;

проворот вручную движущихся частей механизмов;

оформление требований на переконсервацию, при необходимости

 

Сеть технологических и вспомогательных трубопроводов

ИКБ-2-2 (Кон-сервант-1), нитрит натрия

Через 6 месяцев

Визуальный осмотр наружных поверхностей; восстановление окрашенных поверхностей;

изъятие контрольных образцов;

оформление требований на переконсервацию, при необходимости

Скорость коррозии < 0,1 мм/год

Резервуары и оборудование, установленное на них

ИКБ-2-2 (Консервант-1) ГФ-021, ГФ-0163, ПФ-170, ПФ-171 с добавлением алюминиевой краски, «Спрут»

Через 6 месяцев

Визуальный осмотр наружных поверхностей; восстановление лакокрасочных покрытий;

изъятие контрольных образцов или контрольный осмотр патронов с силикагелем;

оформление требований на переконсервацию, при необходимости

Скорость коррозии < 0,1 мм/год

При изменении цвета индикатора на розовый необходима переконсервация


При вводе объекта вэксплуатацию обязательно освидетельствование НПС представителями пожарнойохраны и местных служб Госгортехнадзора. Изменение категории электроснабженияпри вводе НПС в эксплуатацию согласовывается с представителями энергосетейрайона. После подконтрольной эксплуатации НПС составляется акт о приемке ее вэксплуатацию.

13. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕМЕХАНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС

13.1. Эксплуатация, ремонт,монтаж оборудования объектов магистральных нефтепроводов, проведениетехнического диагностирования и контроля оборудования неразрушающими методамиконтроля должны производиться организациями, имеющими специальное разрешение(лицензию) органов Госгортехнадзора России на проведение указанных видовдеятельности. Выдача лицензий производится в порядке, установленном"Положением о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на видыдеятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов)и работ, а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами" от03.07.93 регистр. № 296.

13.2. Эксплуатацию,техническое обслуживание и ремонт оборудования нефтеперекачивающих станций(НПС) магистральных нефтепроводов следует проводить в соответствии стребованиями «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [19], «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [20], «Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральныхнефтепродуктопроводов» [21], «Правил устройства и безопаснойэксплуатации сосудов, работающих под давлением» [22] и настоящегоРуководства.

13.3. Ответственность запроведение ремонтных работ и диагностических контролей оборудования НПС несутруководители объектов. На выполнение всех видов работ должен быть оформленнаряд-допуск.

13.4. Работники ремонтныхцехов и участков должны обеспечиваться согласно установленным перечням и нормамсредствами индивидуальной защиты (СИЗ), спецодеждой, спецпитанием. Выдаваемыеспецодежда и спецобувь должны отвечать требованиям ГОСТ12.4.011-89 [23].

13.5. Уровни шума на рабочихместах производственных и вспомогательных помещений и на территории НПС должнысоответствовать значениям, указанным в ГОСТ 12.1.003-83 [24].Зоны с уровнем звука или эквивалентным уровнем звука выше 85 дБ должны бытьобозначены знаками безопасности по ГОСТ 12.4.026-76 [25].Работающих в этих зонах необходимо обеспечивать СИЗ по ГОСТ 12.4.051-87 [26].

13.6. Уровни вибрации нарабочих местах не должны превышать значений, указанных в ГОСТ 12.1.012-90[27].

13.7. Освещенность территорииНПС, а также освещенность внутри производственных помещений в любом местедолжна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасностьпроведения ремонтных работ. Переносные ручные светильники должны питаться отсети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности пораженияэлектрическим током - не выше 12 В. Применение для переносного освещениялюминесцентных ламп, не укрепленных на жестких опорах, запрещается.

13.8. Подъемно-транспортныемашины и механизмы, применяемые при ремонте оборудования НПС, следуетэксплуатировать в соответствии с требованиями СНиП III-4-80 [28],ПБ-10-14-92 [29].

13.9. Механизмы иприспособления, используемые при ремонте, должны подвергаться периодическимиспытаниям. Перечень механизмов и приспособлений, периодичность и вид испытанийдолжны быть определены руководителями соответствующих служб и утвержденыглавным инженером РНУ.

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

13.10. Вентиляционныеустановки производственных помещений должны быть в исправном состоянии иработать по схемам автоматического или дистанционного управления и резервирования.В случае выхода из строя или неэффективной работы вентиляции работы проводитьнельзя.

13.11. Система контролявоздушной среды должна выдавать сигнал при концентрации нефтяных паров и газов,соответствующей 20 % их нижнего предела воспламенения. Стационарныегазосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигнал с выходом надиспетчерский пункт и по месту установки датчиков, находиться в исправномсостоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц.

13.12. Для проведения временныхогневых работ во взрывопожароопасных и пожароопасных помещениях (объектах) вовсех случаях оформляется наряд-допуск, который предусматривает весь объем работв течение указанного в нем срока. Перед началом, после каждого перерыва и вовремя проведения огневых работ периодически (не реже чем через 1 час)необходимо осуществлять контроль за состоянием окружающей среды в опасной зоневблизи оборудования, на котором проводятся указанные работы, в опасной зонепроизводственного помещения (территории) при помощи переносныхгазоанализаторов.

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

При остановке насосов вавтоматизированных насосных в случае несрабатывания автоматики задвижки навсасывающем и нагнетательном трубопроводах следует немедленно закрыть вручную.

13.14. При ремонте насосовсо вскрытием в действующей насосной электроприводы задвижек должны бытьобесточены, иметь механическую блокировку (механический запор) привода противих случайного открытия. Работы допускается выполнять только искробезопасным(обмедненным, из бериллиевой бронзы и др.) инструментом.

13.15. При ремонте насосныхагрегатов, связанном с демонтажом диафрагмы между насосным залом и электрозаломили при снятии промежуточного вала «окно» между залами должно быть закрыто. Примонтаже промежуточного вала или диафрагмы, выполняемом без остановки работающихнасосов, в рабочей зоне должен осуществляться дополнительный контроль состоянияокружающей среды переносными газоанализаторами.

13.16. Пуск в работуосновных и подпорных насосных агрегатов без включения на НПС соответствующихзащит запрещается.

13.17. Запрещается пусквводимых в эксплуатацию новых, после капитального ремонта и неэксплуатируемыхболее 6 месяцев основных и подпорных насосных агрегатов нефтепроводов безпроверки исправности контрольно-измерительной аппаратуры.

Проверку срабатыванияустановок систем блокирования и автоматических защит на заданное значениенеобходимо проводить согласно графику, утвержденному главным инженером РНУ ирегистрировать в журналах.

13.18. Запрещается пускнасосов, частично заполненных жидкостью.

13.19.Контрольно-измерительные приборы средств автоматического управления и защитоборудования НПС должны иметь пределы измерения, соответствующие диапазонуконтролируемых технических и технологических параметров.

13.20. При выполненииремонтных работ в помещениях манифольдных, узлов регулирования давления иколодцах их следует систематически очищать от замазученности и проверять наотсутствие взрывоопасных концентраций паров и газов.

Задвижки, расположенные вколодцах, камерах и траншеях, должны иметь удобные приводы, позволяющиеоткрывать (закрывать) их без спуска обслуживающего персонала в колодец илитраншею.

13.21. Применяемый приремонтных работах и техническом обслуживании инструмент должен быть изготовлениз материала, не дающего искр; ударный и режущий инструмент при применениинеобходимо смазывать консистентными смазками после каждого разового применения.

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

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

13.23. На время выполненияремонтных работ с применением открытого огня на производственной территориидолжен быть установлен пожарный пост из работников объектовой пожарной охраны иувеличено число средств пожаротушения.

Безопасный способ выполненияогневых работ в емкостях (кроме водяных) может быть применен после их дегазациипри помощи специальной вентиляционной установки. Проводить огневые работыразрешается только после взятия анализа воздуха внутри емкости и лабораторногоподтверждения его безопасности для выполнения этих работ.

По окончании огневых работместо их проведения должно быть тщательно проверено и очищено от раскаленныхогарков, окалины и тлеющих предметов, а при необходимости полито водой.

13.24. Эксплуатация и ремонткотлов, пароподогревателей и экономайзеров должны производиться в соответствиис требованиями [8, 9, 22].

Перед осмотром и ремонтомэлементов, работающих под давлением, при наличии опасности ожога людей паромили водой котел должен быть отделен от всех трубопроводов заглушками илиотсоединен; отсоединенные трубопроводы также должны быть заглушены.

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

13.25. При производстверабот по консервации необходимо соблюдать требования ГОСТ12.1.005-88 [30], методических указаний Минздрава России,при использовании ингибиторов коррозии - санитарных норм СН 245-71[31].

13.26. При ремонтемехано-технологического оборудования должны приниматься меры для предупрежденияпрямого и косвенного воздействия на окружающую среду. Необходимо строгособлюдать закон РФ «Об охране окружающей природной среды» от 19.12.91,выполнять требования действующей нормативно-правовой и методическойдокументации, своевременно ликвидировать последствия загрязнений.

ПЕРЕЧЕНЬ
нормативно-техническихдокументов, использованных при разработке настоящего РД

1. РД39-0147103-342-89. Методика оценки эксплуатационных параметров насосныхагрегатов НПС магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

2. ГОСТ6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний.

3. РД153-39ТН-010-96. Дефектоскопия валов магистральных нефтяных насосов. Методика и технология. - Уфа: ИПТЭР, 1997.

4. ГОСТ 5762-74 Е. Задвижки на условное давление Ру 25 МПа (250 кгс/см2).Общие технические условия.

5. ГОСТ 9544-93 . Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов.

6. ГОСТ1770-74Е. Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы,пробирки. Технические условия.

7.Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорныхустановок, 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. РД3415.027-93. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов итрубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РММ-1с-93). -М.: НПО ОБТ, 1994.

11. РД 03-29-93 . Методические указания по проведению технического освидетельствованияпаровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давление трубопроводовпара и горячей воды. - М.: НПО ОБТ, 1994.

12. РД39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ приремонте нефте- и нефтепродуктопроводов под давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть,1989.

13.Инструкция на технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов сзаменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением переукладкой вновую траншею. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

14. ГОСТ2874-82. Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством.

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

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

17. ГОСТ9.014-78. ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общиетребования.

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

19. РД39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 1979.

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

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

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

23. ГОСТ 12.4.011-89 . ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

24. ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ.Шум. Общие требования безопасности.

25. ГОСТ 12.4.026-76 . ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

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

27. ГОСТ 12.1.012-90 . ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.

28. СНиП III-4-80 . Техника безопасности в строительстве.

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

30. ГОСТ 12.1.005-88 . ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочейзоны.

31. СН 245-71 . Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. - М.:Госстройиздат, 1972.

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

33. ТУ39-00147105-01-96. Комплекс виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистрального агрегата НМ. Техническиеусловия на установку и приемку.

34.ЕИМА.302661.012.ТО. Патрубок компенсационный. Техническое описание и инструкцияпо 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 агрегатов16НД10х1, 14Н12х2, НМ 500-300, НМ 1250-260, НМ 3600-230 (НМ 7000-210), НМ10000-210 соответственно. Уфа, ИПТЭР, 1995-97 г.г.

36. Инструкцияпо применению сварных резино-металлических амортизаторов арочного типа накораблях. Выпуск 9406, ДСП.

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

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

39.Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара неболее 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов иводоподогревателей 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. РД 10-69-94 . Типовые технические условия на ремонт паровых и водогрейных котловпромышленной энергетики. Утв. Госгортехнадзором РФ 4.07.94 г.

42. РД 10-16-92 . Методические указания по обследованию предприятий, эксплуатирующихпаровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводыпара и горячей воды. Постановление Госгортехнадзора России от 30.12.92 № 39 НПООБТ, Москва, 1993.

43.Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котловпромышленной 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 энергопредприятияхМинтопэнерго РФ. Согласовано с Госгортехнадзором России 09.02.93 г.

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

47. СанПиН 2.1.4.559-96 . Гигиенические требования к качеству воды централизованных системпитьевого водоснабжения. Контроль качества. Госкомсанэпиднадзор России. М.:1996.

48. СНиП 2.04.03-85 . Канализация. Наружные сети и сооружения.

ПРИЛОЖЕНИЕА

(обязательное)

РНУ                                                                                  НПС                                          

                                                                                   «           »                              19 г.

АКТ сдачи оборудования в ремонт

                                                                      Тип, марка                                                    

(наименование оборуд.)

Дата ввода в эксплуатацию                                   Инв. и заводской №                         

Выводится в ремонт                                                                                                          

плановый, аварийный, по результатам
диагностического контроля

Объем ремонта                                                                                                                  

При подготовке к ремонту выполнены работы                                                              

оформлен наряд-допуск, снято напряжение, агрегат освобожден и т.д.                    

                                                                                                                                             

В период эксплуатации обнаружены неисправности                                                   

Предыдущий ремонт                                                                                                         

                                              вид ремонта, категория

выполнен                                                                                                                            

                                                       дата, кем

Наработка после предыдущего ремонта                                                                         

Наработка после последнего капитального ремонта                                                    

                                                                                                                                             

                                                       часов (дата проведения)

Наработка с начала эксплуатации                                                                                   

                                                                                                                                             

                                              часов (дата ввода в эксплуатацию)

Агрегат готов к производству ремонта                                                                           

Сдал: ст. инженер, инженер НПС                                                                    

Принял: мастер ВРБ                                                                                           

Дата:                                                                                                                    

                                              время


ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное)

Таблица Б.1.Определение основных причин вибрации насосного агрегата по характеру ихпроявления

Причина повышенной вибрации

Характерная частота колебаний в спектре

Направление колебаний

Узел

Зависимость амплитуды колебаний от времени

Зависимость от параметров эксплуатации

Величина амплитуды

Способ устранения дефекта

Примечание

1. Неуравновешенность ротора (НР)

1.1. Неуравновешенность ротора механическая (НРМ)

 

 

 

 

 

 

 

Как правило, первая гармоника на 20-40 дБ превышает гармоники высшего порядка

1.1.1. Несимметричное распределение массы ротора, несоосность поверхности ротора с поверхностями шеек, изгиб вала ротора

kF0, где k = 1, 2, 3

Рад.

ППД+ЗПД ППН+ЗПН

Не зависит

От n

Постоянно воспроизводимая

Балансировка

Основная причина повышенной вибрации

1.1.2. Излом, обрыв лопаток рабочих колес насосов, частей электродвигателей

kF0, где k = 1, 2, 3

Рад.

ППД+ЗПД ППН+ЗПН

Скачкообразное изменение в момент излома и далее не зависит

От n

В момент излома изменение на 10-40 ДБ

Устранение дефекта и затем балансировка

Имеет место равное возрастание или убывание амплитуды вибрации

1.1.3. Эрозия, коррозия, износ или загрязнение трущихся поверхностей, приводящие к НРМ

 

Рад.

ППН+ЗПН ППД+ЗПД

Медленное изменение на 10-20 % на 1000 часов работы агрегата

От n

Постоянно воспроизводимая

Устранение дефектов шеек и вкладышей и затем балансировка

Медленное изменение на 10-20 % амплитуды вибрации на 1000 часов

1.2. Термическая нестабильность

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.1. Изменение геометрии вала из-за остаточных напряжений при изготовлении и выхода его на стационарный тепловой режим

kF0, где k = 1, 2, 3

Рад.

ппд+зпд

Зависит при разгоне и до установления стационарного теплового режима, далее - не зависит

От n,
от
Q-H,
от
N

Воспроизводимая при стационарном тепловом режиме

Замена ротора, балансировка при стационарном тепловом режиме

Балансировку агрегата лучше проводить в сборе

1.2.2. Тепловой прогиб вследствие задевания частей ротора за лабиринтные кольца, уплотнения, в проточной части, задевание цилиндрических поверхностей рабочих колес насосов об уплотнительные кольца

kF0, где k = 1, 2, 3

Рад. Осев.

ППН+ЗПН

Может ускоренно изменяться при постоянных эксплуатационных параметрах

От n,
от
Q-H,
от
N

Как правило, стабильна в небольших интервалах времени

Устранение дефекта или замена ротора, далее балансировка

Характеризуется резким увеличением вибрации во всех направлениях при какой-то соответствующей явлению температуре, сама синусоида «дышит» по амплитуде и частоте, фазовый угол может хаотически изменяться

1.2.3. Тепловой прогиб из-за витковых замыканий в роторе и при неравномерной толщине пазовой изоляции

kF0, где k = 1, 2, 3

Рад.

ППД+ЗПД

Нарастание до установления стационарного теплового режима

От n,
от
Q-H,
от
N

Стабильна при стационарном режиме

Устранение электрических дефектов

 

1.2.4. Разъединение посадки железа ротора на вал

kF0, где k = 1, 2, 3

Рад.

ППД+ЗПД

Циклическое изменение

От n,
от
Q-H,
от
N

Стабильна в коротких интервалах времени

Замена ротора или устранение дефекта

Длительность цикла зависит от Q-Н и N

2. Расцентровка

2.1. Излом линии валов и осевое смещение

kF0, где k = 1, 2, 3, 4

Рад. Осев.

ППД+ЗПД

ппН+зпн

Сильно зависит от изменения t (°С) каждого из подшипников, зависит от нагрузки

от Q-H,
от
N

Воспроизводимая при постоянных t (°С) подшипников

Центровка

Амплитуда колебаний может изменяться при чувствительности центровки к изменению температуры. Изменения носят нециклический характер во времени

2.1.1. Излом линии валов (угловое смещение)

kF0, где k = 1, 2, 3, 4

Осев.

ппд+зпд ппн+зпн

Малая зависимость

Зависит от

Q-H

Стабильна при стационарном режиме

Центровка

Колебания в осевом направлении больше, чем в радиальном

2.1.2. Осевое (параллельное) смещение

kF0, где k = 1, 2, 3, 4

Рад.

ППД+ЗПД

ппн+зпн

Малая зависимость

Зависит от

Q-H

Стабильна при стационарном режиме

Центровка

Колебания в радиальном направлении больше, чем в осевом

3. Дефекты подшипников скольжения

3.1. Вихревая смазка, неустойчивость колебаний шила на масляной пленке

(0,42-0,48) F0

Рад.

Конкретная опора

Малая зависимость

 

Невелика

Подшабривание, замена масла, регулировка масляной перемычки

Прецессия вала под влиянием масляного клина

3.2. Неравномерная (неправильная) смазка подшипника

F0/k, где k = 2, 3

Рад.

Конкретная опора

Малая зависимость

 

Невелика

Регулировка масляной перемычки, обеспечение обильной смазки

Контакт поверхностей вала и вкладышей в результате разрыва масляной пленки

3.3. Повышенный зазор при неплотной посадке подшипника

kF0/2, где к = 1,2-10

Рад.

Конкретная опора

Не зависит

От n

 

 

1-я субгармоника и высшие гармоники превышают уровень шумов на 5-20 дБ

3.4. Некруглость цапф ротора. Отклонение геометрии вкладыша подшипника от нормы

к∙F0u/2, где k = 1,2-6; u = 4, 6, 8, 10...; u - число узлов профилей при некруглости

Рад.

Конкретная опора

Не зависит

От n

Воспроизводимая, может достигать 5-10 мм/с

Шлифовка, опиловка, шабровка (тщательная обработка) цапф, замена вкладышей

 

4. Дефекты зубчатой муфты

4.1. Неравно мерная нагрузка на пальцы (зубья), вызванная неточностями в шагах и форме втулок (зубьев) и пальцев муфты

F0

Рад.

ППД+ППН

Не зависит

Пропорциональна вращающему моменту

Воспроизводимая

Замена ступиц, полумуфт, пальцев, втулок

Радиальные силы, воздействующие на ППД и ППН, находятся в противофазе (основная частота, причем только на ППД и ППН)

4.2. Силы трения в упругих элементах от несовпадения осей валов (расцентровка)

к∙F0, где к = 1, 2, 3

Рад. Осев.

ППД+ППН

Не зависит

 

 

Центровка

Периодически изменяющийся момент вызывает быстрый износ муфты

4.3. Неравномерная работа пальцев (зубьев)

kF0z, где k = 1, 2, 3, z - число зубьев (пальцев) муфты

Рад.

ППД+ППН

Не зависит

 

 

Замена ступиц, полумуфт, пальцев, втулок

Возможна как следствие износа муфты. Величина виброскорости на высших гармониках убывает по экспоненте

5. Дефекты крепления агрегата

5.1. Неплотное прилегание оснований подшипниковых опор

 

 

Конкретная опора

Не зависит

От Q-H,
от
N

Воспроизводимая

 

Увеличение вибрации агрегата вследствие изменения жесткости установки и уменьшения колеблющихся масс вместе с объектом.

5.1.1. Отставание подшипниковой опоры в средней части

F0

Верт.

Конкретная опора

Не зависит

От Q-H,
от
N

 

 

Симметричное ослабление жесткости установки

5.1.2. Отставание подшипниковой опоры по краям

F0

Гориз.

Конкретная опора

Не зависит

От Q-H,
от
N

 

 

 

5.1.3. Одностороннее отставание подшипниковой опоры

kF0, где k = 1, 2

Рад.

Конкретная подшипниковая опора

Не зависит

От Q-H,
от
N

 

 

Несимметричное ослабление жесткости установки. Обнаруживается по результатам измерений 1 и 2 гармоник (их суммы) в процессе балансировки и при снятии ЧХ: если амплитуды 1 и 2-й гармоник меняются одновременно (пропорционально)

5.2. Ослабление крепления подшипниковых опор к раме

kF0, где k = 1, 2

Рад.

Конкретная опора

Не зависит

От Q-H,
от
N

 

Затяжка болтов

Отличается от отставания подшипниковой опоры способом устранения, обнаружение - проверка затяжки болтов

 

6. Гидродинамические дефекты

 

6.1. Гидродинамическая неуравновешенность ротора (несовпадение центра массы нефти, заполняющей колесо, с осью вращения ротора)

kF0, k = 1, 2, 3 значение k резко убывает по экспоненте

Рад.

ППН+ЗПН

Не зависит

От n, плотности нефти, растет при кавитации

Воспроизводимая, значение не превышает 2-3 мм/с

Замена рабочего колеса

Причина - нарушение шага между лопастями, их длины и толщины, угла установки лопастей

 

6.2. Неравномерность распределений давлений в проточной части насоса

 

 

 

 

 

 

 

При бескавитационных режимах вибрации спектры вибрация мало зависят от характеристик сети (расхода)

 

6.2.1. Пульсация радиальных и осевых сил

k∙F0, k∙F0∙r,

где r - число лопаток k = 1, 2, 3

Рад. Осев.

ППД+ЗПН

Не зависит

От n, от Q, от H

 

 

Преобладает над другими причинами в области оптимальных подач

 

6.2.2. Неоднородность потока на выходе из рабочего колеса при обтекании языка

k∙F0∙r,

где k = 1, 2, 3

Рад. Осев.

ППН+ЗПН

Не зависит

От n, от Q, от H

Воспроизводимая

Увеличение радиального зазора между лопастями рабочего колеса и языком отвода. Скос языка или лопаток. Работа в режиме, близком к макс. КПД. Замена колеса или корпуса

Первичное явление - импульсы давления при проходе лопастей колеса мимо языка отвода. Максимальная величина вибрации на корпусе насоса в радиальной плоскости

 

6.3. Вихреобразование на лопатках рабочего колеса, стенках отвода. Турбулентные пульсации

Сплошной спектр от 800 до 1000 Гц, от F0 не зависит

Рад. Осев.

ппн+зпн

Не зависит

От n, от Q, от H

Воспроизводимая

Вибродемпфирование; изменение подач; замена колеса, корпуса (изменение толщины стенок)

Образование вихрей на лопатках и стенках корпуса проявляется в основном на подачах, отличных от оптимальных. Максимальная величина на корпусе в радиальной плоскости

 

6.4. Кавитация в колесе или отводе

Сплошной спектр частот

Рад. Осев.

ППН+ЗПН

Не зависит

От

Q-H,

от n, N

 

Увеличение кавитационного запаса

Спектральные составляющие распределены с неравномерностью 5-15 дБ по всей полосе

 

6.4.1. Срывная

20-500 Гц

 

 

 

 

90-100 дБ

 

 

 

6.4.2. Газовая

от 1000 Гц

 

 

 

 

70-80 дБ

 

 

 

6.4.3. Паровая

от 2500 Гц

 

 

 

 

90-100 дБ

 

 

 

7. Электрические дефекты

 

7.1. Несимметрия токов в фазах обмотки статора

2F0

Рад. Осев.

ппд+зпд

Не зависит

Пропорционально убывает с увеличением Q, N

Воспроизводимая

 

Соотношение между параметрами вибрации зависит от конструктивных особенностей

 

7.1.1. Несимметрия токов питающей сети

 

 

 

 

 

 

Нормализация параметров сети

 

 

7.1.2. Различие сопротивления фаз статора

 

 

 

 

 

 

Устранение дефектов обмоток статора

 

 

7.2. Обрывы и короткое замыкание обмоток статора

2Fсети

Рад.

ППД+ЗПД

Не зависит

От n

Воспроизводимая

Устранение дефектов обмоток статора

При выключении питания двигателя вибрация мгновенно пропадает (резко падает)

 

7.3. Обрывы и короткое замыкание в цепи

Удвоенная разность между частотой вращения магнитного поля и оборотной

Рад. Осев.

ППД+ЗПД

Не зависит

Частота вибрации и пульсаций тока растет с увеличением нагрузки

Воспроизводимая

Устранение обрывов обмотки ротора; проверка контактов решетки ротора, проверка, щеточных цепей

При выключении питания двигателя вибрация мгновенно пропадает (резко надает). Основное направление колебаний определяется конструктивными особенностями двигателя

 

7.4. Неподвижный эксцентриситет воздушного зазора между статором и ротором (неправильная проточка статора); деформации статора при нагревании

2Р∙F0∙k,

где Р - число пар полюсов; k = 1, 2, 3 (обычно - 2) Часто наблюдается вибрация с частотой 100 Гц

Рад.

ППД+ЗПД

Не зависит

От n

Воспроизводимая

Центрирование обмоток статора, выверка зазоров

Измерения проводить на опорах при невозможности проведения на статоре непосредственно

 

7.5. Вращающийся эксцентриситет из-за эксцентричного расположения пакета ротора относительно оси вала; деформация ротора при нагревании

F0

Рад.

ППД+ЗПД

Не зависит

 

Воспроизводимая

Замена ротора

Вибрация пропадает сразу после снятия напряжения питания

 

8. Дефекты подшипников качения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Величина вибрации невелика, амплитуды высших гармоник убывают по экспоненте.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Наиболее эффективно измерять параметры вибрации на самом подшипнике или в его близости

 

8.1. Некруглая посадка подшипника

kF0,

где k = 1, 2, 3

Рад.

ЗПН

Не зависит

 

 

Доработка опорной шейки и вкладыша подшипника

 

 

8.2. Большой зазор в подшипнике, ослабленное внутреннее кольцо

F0

Рад.

ЗПН

Не зависит

 

 

Замена подшипника

 

 

8.3. Овальность и конусность колен

2F0

Рад. Осев.

ЗПН

Не зависит

 

 

Замена подшипника

 

8.4. Разноразмерность шариков

 

Замена подшипника

 

8.5. Овальность и гранность шариков

Замена подшипника

 

8.6. Зазоры в гнездах сепараторов, неуравновешенность сепаратора

Замена подшипника

Вносит существенный вклад

8.7. Динамические импульсы от волнистости

 

 

8.8. Локальные дефекты, местный наклеп

Спектр нестабильности

 

 

8.9. Периодическое изменение жестокости при перекатывании шариков

 

 

 

Примечание:

F0 - частота вращении, Гц;

n - частота вращения ротора, об/мин;

k - целое число (номер гармоники);

ППД и ЗПД - передний и задний подшипники двигателя;

ППН и ЗПН - передний и задний подшипники насоса;

Q - подача; Н - напор; N - мощность насоса;

r1, r2 - радиус дорожек качения внутреннего и наружного колец;

dш - диаметр шарика подшипника;

D0 - диаметр центров тел качения;

Z - число шариков;

K1 - число волн (граней) на шарике;

m - число волнистостей по окружности дорожек;

К2 - число дефектов на дорожках качения


Таблица Б.2 Характерные признаки трещин валови перекоса осей

Параметр

Признак трещины

Признак перекоса

1. Амплитуда второй гармоники

Большая

Средняя

2. Скорость изменения амплитуды второй гармоники

Очень большая

Небольшая или равная нулю

3. Скорость изменения амплитуды основной гармоники

Вначале мала, для глубокой трещины велика

Небольшая или равная нулю

4. Направление вибраций по 2-й гармонике

Радиальное

Осевое

5. Характер эволюции 2-й гармоники

Медленный рост амплитуды

Практически не меняется

6. Фазовый сдвиг

Необязателен

Изменяется

7. Постоянная составляющая

Не меняется

Изменяется

8. Температура металла в подшипниках

Не меняется

Изменяется

9. Выбег

Присутствует 2-я гармоника

Влияние не проявляется

10. 2-я гармоника в зоне двигателя

Присутствует при подключенном и отсутствует при отключенном двигателе

Влияние не проявляется

11. Местоположение датчика

Регистрируется большинством датчиков

Преимущественно локальное явление

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(рекомендуемое)

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДГОТОВКЕ ТОРЦОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ НАСОСОВ КЭКСПЛУАТАЦИИ И ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

Межремонтная наработка и периодичностьплановых диагностических проверок работоспособности насосных агрегатов вомногом определяются надежностью торцовых уплотнений. На их долю приходитсянаибольшее количество отказов (до 25-30 %) из всех приводящих к аварийнойостановке насосов.

Для улучшения показателейработоспособности насосных агрегатов рекомендуется выполнять также и следующиеорганизационно-технические мероприятия: подготовку торцовых уплотнений кмонтажу и диагностирование в процессе эксплуатации.

В.1. Порядок подготовки торцовыхуплотнений к эксплуатации

В качестве материаларезиновых уплотнений - наименее надежных деталей торцовых уплотнений,рекомендуется применять фторо-каучуковую резину ИРП-1225, обладающую хорошимимеханическими и физико-химическими свойствами.

На складе резиновые деталидолжны храниться в темном месте при комнатной температуре и отсутствии паровагрессивных жидкостей не более 6 лет.

Непосредственно передустановкой в уплотнение необходимо полностью осмотреть резиновые кольца иманжеты, растягивая их примерно на 10 %. Облой, трещины, каверны, царапины,пучения на резиновых деталях, овальность сечения кольца не допускаются.

Натяг манжеты в уплотнениитипа УНИ определяется выдавливанием аксиально-подвижной втулки из собранногоуплотнения. После полного их разъединения манжета должна остаться в корпусе,контакт резины с металлом должен быть по всему периметру.

Проверяется также свободныйход аксиально-подвижной втулки в корпусе уплотнения без манжеты для уплотненийУНИ или без кольца для уплотнений ТМ.

Контактные пары изсилицированного графита или материала на основе карбида вольфрама должны бытьпритерты на притирочных плитах до шероховатости Rа = 0,160 мкм и плоскостности0,0006 мм.

Плиты по мере износапришабриваются или заменяются, в противном случае их поверхность теряетплоскостность. При притирке используются алмазные пасты от АМ 60/40 (АСМ 60/40)до АМ 14/10 (АСМ 14/10) ГОСТ 25593-83 и небольшое количество керосина илималовязкого масла, возможно также использование алмазного порошка или карбидабора зернистостью от М40 до М14 ГОСТ 9206-80. При необходимости проводитсятонкая доводка пастами АСМ 10/7 и АСМ 7/5 или алмазными порошками, карбидомбора М10 и М5.

Контроль качестваповерхностей контактных пар производится одним из следующих способов.

Наиболее точен и трудоемокконтроль по специальным приборам: профилометрам и профилографам-профилометрам.Плоскостности поверхности контролируются стеклянными пластинами поинтерференции света или поверочной лекальной линейкой класса точности 0 по ГОСТ8026-92.

Чаще пользуются простейшимиспособами контроля качества притирки:

первый способ - насуховытертые контактные кольца прикладываются рабочими поверхностями друг к другу.По плоскости контакта просветы не допускаются. Далее кольца плотно сдавливаютруками и после этого держат горизонтально верхнее кольцо. Нижнее кольцо приэтом должно держаться за счет сил сцепления;

второй способ - вытираютнасухо кольцо и притирочную плиту. Затем кольцо кладут рабочей поверхностью наплиту и с силой надавливают, слегка проворачивая (примерно на 5-10°) кольцовокруг оси. На плите должен остаться равномерный кольцевой след без каких-либо«проплешин»;

третий способ также требуетвытирания пар досуха. Затем на всю рабочую поверхность одного кольца через 5 ммнаносят риски графитовым карандашом. Далее оба кольца прикладывают друг к другуи с силой проворачивают одно относительно другого (на 5-10°). После чего всериски должны стереться. Притертая поверхность не должна иметь трещин, раковинили каверн.

Притертые кольца требуюточень осторожного обращения, их можно класть либо рабочей поверхностью начистую ткань, либо рабочей поверхностью вверх. Лучше всего хранить контактныекольца в паре, рабочей поверхностью друг к другу.

Предварительно упрочненнаяповерхность аксиально-подвижной втулки, сопрягаемая со вторичными уплотнениями(манжета в уплотнении УНИ и кольцо в уплотнении ТМ), полируется дошероховатости Rа = 0,63-1,0 мкм.

Для изготовления штифтовприменяется специальная проволока из стали марок, оговоренных чертежно-конструкторскойдокументацией на уплотнения. Применение электродов не допускается.

Перед монтажом на насосторцовое уплотнение в сборе должно быть обкатано на стенде. Обкатке и испытаниюдолжно подвергаться все уплотнение целиком. Обкатка только пары трения или, наоборот,только корпуса уплотнения недопустима. После обкатки детали уплотненияскрепляются для исключения случайной разукомплектации, заполняется паспорт суказанием даты испытания, фамилии и подписи слесаря, проводившего обкатку. Еслиуплотнение собирают из деталей, ранее обкатанных, то вновь собранное уплотнениеобкатывается заново.

Если уплотнение выдержалообкатку, но после снятия со стенда на парах трения появились цвета побежалости,или видно, что контакт осуществлялся не по всей расчетной площади (наличиеблестящих пятен или узких блестящих колец при различных углах освещения), топары необходимо заново притереть и обкатать. Если уплотнение выдержало обкаткуи после снятия со стенда не было замечено в нем никаких дефектов, его можноустанавливать на насос.

Монтаж уплотнения на насоспроводится под контролем квалифицированного специалиста. Монтажный размер,указанный в паспортах на уплотнения, должен быть выдержан. Контакты пар передмонтажом смазываются маслом для предотвращения выпадения из обоймы.

Паронитовая прокладка междукорпусом и крышкой насоса должна быть заподлицо или выступать на величину до0,5 мм. После установки проверяются размеры для контроля соприкосновенияконтактных пар.

При монтаже торцовогоуплотнения проверяются индикатором часового типа торцовое и радиальное биениевращающегося кольца. Торцовое и радиальное биение не должно превышать 0,05 мм.

Нажимной фланец призатягивании не должен упираться в корпус насоса, в противном случае возможнонедостаточное уплотнение корпуса торцового уплотнения по корпусу насоса.

После монтажа уплотнения иустановки подшипников вал насоса проворачивают на 3-5 оборотов. Послеопрессовки насоса и сохранения герметичности при обкатке насоса в течение неменее 10 мин. уплотнение считается готовым к работе.

В.2.Рекомендации по контролю технического состояния торцовых уплотнений приэксплуатации насосов

При диагностированииторцовых уплотнений насоса помимо величины утечек и визуальной оценкитехнического состояния осуществляются замеры температуры торцового уплотнения спомощью термодатчика и температуры нефти в насосе (на входе в камеру торцовыхуплотнений).

Контроль работоспособноститорцовых уплотнений основан на сравнении температур обоих уплотнений междусобой и их изменении во времени.

При этом в обоих торцовыхуплотнениях насоса через определенный интервал времени измеряется температурана задней стенке невращающегося контактного кольца. Каждое значение температурына торцовом уплотнении сравнивается с предельно допустимым, при достижениипредельного значения выдается сигнал на остановку насосного агрегата. Еслизначения температуры на торцовом уплотнении не превышают предельных, топроводится анализ изменения температуры на каждом торцовом уплотнении и поотношению друг к другу. Если значения температуры на обоих торцовых уплотненияхпостоянны во времени и равны друг другу, то работа узлов торцовых уплотненийявляется нормальной. Если на одном торцовом уплотнении значение температуры вовремени постоянно, а на втором уплотнении растет, то во втором уплотненииобнаружен режим сухого трения, который может быть вызван нарушением геометрииконтакта, засорением части системы охлаждения, относящейся к этому уплотнению(например, импеллера) и другими причинами. Если на одном уплотнении значениетемпературы во времени постоянно, а на втором уплотнении падает, то второеуплотнение неработоспособно. Эта неработоспособность может быть вызваназаклиниванием аксиально-подвижной втулки, если температура упала до значениятемпературы нефти в насосе.

Причинами незначительногопадения температуры являются утечка через резиновые уплотнения или утечка черезконтакт пары трения. Если температура на первом уплотнении повышается, а навтором - понижается или постоянна, то неработоспособен радиально-упорныйподшипник, причем осевая нагрузка действует на первое уплотнение и может егоразрушить. Если температуры на обоих уплотнениях повышаются, тонеработоспособна система охлаждения (например, из-за засорения или износаимпеллера). Если значения уплотняемого давления и температуры основного потокажидкости не постоянны, то поставленный диагноз носит предварительный характер.Если при этом диагностируется отказ, то выдается предупредительный сигнал, а несигнал на аварийную остановку. Если режим по указанным параметрам постоянный, топри диагностировании отказа выдается сигнал на аварийную остановку насосногоагрегата.

Указанный методдиагностирования реализуется простым устройством на центробежных насосахдвухстороннего всасывания, имеющих два торцовых уплотнения вала. Устройство содержитдва датчика температуры в торцовых уплотнениях и датчик температуры и давленияперекачиваемой жидкости на входе в насос (или в камере торцовых уплотнений),искробезопасные блоки, коммутирующие сигналы и сопрягаемые с системойавтоматики НПС или АСУ ТП, или входом какой-либо ПЭВМ.

В качестве термопар можноиспользовать, применяемые в оборудовании НПС хромель-копелевые термопары, адатчиков давления - преобразователи давления типа «Минитран».

Как правило, в обвязкенасосов восьмиканальными устройствам