герб

ГОСТы

флаг

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

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

Руководство по организации
эксплуатации и технологии технического
обслуживания и ремонта оборудования и
сооружений нефтеперекачивающих
станций

РД 153-39ТН-008-96

Уфа - 1997

Руководящий документ разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов акционерной компании «Транснефть» и предназначен для инженерно-технических и руководящих работников предприятий АО магистральных нефтепроводов, а также служб, занимающихся эксплуатацией, техническим обслуживанием и ремонтом механо-технологического оборудования нефтеперекачивающих 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., Мухаметшин А.С., Грешняев В.А., Пантелеев Ю.В.

При подготовке документа учтены предложения Жаворонкова К.К., Чернышева А.Г., Коновалова Ю.В., Епифанова С.Г., Курдыша С.М., Каральского А.Ф.

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

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по организации эксплуатации и технологии
технического обслуживания и ремонта оборудования
и сооружений нефтеперекачивающих станций

РД 153-39ТН-008-96

Вводится взамен
РД 39-30-1209-84

Срок введения с 1 января 1997 г.

Руководство устанавливает единый регламент организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования, технологических трубопроводов и инженерных коммуникаций нефтеперекачивающих станций (НПС) и других объектов магистральных нефтепроводов (МН).

Разработка документа обусловлена изменившимися условиями эксплуатации оборудования в связи с изменением объемов перекачки нефти, переходом на новые формы финансовой и хозяйственной деятельности предприятий, внедрением новой техники и технологий, диагностического и специального оборудования, широким использованием систем информации и вычислительной техники современных комплексов автоматизации и телемеханизации, повышенными требованиями экологической безопасности эксплуатации объекта. Для реализации задач повышения надежности и экономичности работы оборудования в этих условиях выбрана новая стратегия технического обслуживания и ремонта оборудования на основе оценки его фактического технического состояния с сохранением основных положений системы ППР и ремонта по отказу.

Периодичность и объемы диагностического контроля, технического обслуживания и ремонта базируются на фактических параметрах надежности объекта и экономических показателях работы основного насосно-силового оборудования объектов МН.

Руководство вводит требования обязательного контроля и диагностического обследования основных объектов НПС, устанавливает критерии работоспособности отдельных изделий и систем, регламентирует мероприятия по обеспечению сохранности и готовности к эксплуатации оборудования законсервированных или временно выведенных из эксплуатации НПС. Документ содержит перечни и порядок выполнения основных операций по техническому обслуживанию, ремонту и диагностическому контролю технического состояния оборудования, определяет обязанности оперативного, эксплуатационно-ремонтного персонала НПС при ведении технологического процесса перекачки нефти.

Руководство содержит основные сведения об оборудовании и сооружениях НПС, мерах предупреждения отказов, нормативах трудоемкости работ, расхода и резерва запасных частей, требования безопасности при техническом обслуживании и ремонте.

Документ вводится взамен РД 39-30-1209-84 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

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

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

В данном РД также представлены основные положения по осмотрам, проверкам, обслуживанию и контролю технического состояния оборудования на временно не эксплуатируемых НПС.

1.2. Нефтеперекачивающая станция (НПС) является структурным подразделением районного управления магистральных нефтепроводов (РУМН, РНУ, далее по тексту РНУ) и представляет комплекс оборудования, сооружений и установок, предназначенных для обеспечения транспорта нефти от поставщиков к потребителям.

1.3. Управление технологическим процессом перекачки нефти осуществляется из диспетчерского пункта АО МН, районного диспетчерского пункта (РДП) и местного диспетчерского пункта (МДП). Оперативный контроль эксплуатационных параметров и работы механо-технологического оборудования осуществляется автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также персоналом нефтеперекачивающих станций, который подразделяется на следующие категории:

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

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

1.4. Система технического обслуживания и ремонта предусматривает выполнение работ по техническому обслуживанию, ремонту, диагностированию и замене оборудования специализированными подразделениями РНУ и АО МН (выездными ремонтными бригадами (ВРБ) центральной базы производственного обслуживания (ЦБПО), базы производственного обслуживания, далее по тексту БПО), или ремонтным персоналом НПО (в зависимости от объема ремонтных работ, оперативности их выполнения, наличия и загруженности ВРБ), или сторонними организациями, имеющими допуск к ремонтным работам оборудования НПС.

1.5. Структура системы технического обслуживания и ремонта и содержание отдельных видов ремонта определяются характером эксплуатации оборудования и приведены в соответствующих разделах РД.

1.6. РД устанавливает критерии работоспособности оборудования, основные ремонтные нормативы для каждого вида технологического оборудования НПС, виды системы ТОР для каждого типа оборудования, типовые объемы работ по всем видам ремонтов и периодических мероприятий, трудоемкость по всем видам ремонта, нормы расхода запчастей, виды и периодичность диагностических контролей и регламентных остановок.

2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НПС

2.1. Организация эксплуатации НПС

2.1.1. Организационная структура и форма оперативного управления определяются руководством АО МН или РНУ по согласованию с АО МН.

Распределение функций оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала НПС производится начальниками служб АО МН (РНУ) в соответствии с принятой организационной структурой.

Руководство РНУ (АО МН) совместно со специалистами соответствующих служб определяет персонал, ответственный за техниче скую эксплуатацию конкретного вида оборудования, составляет и утверждает в установленном порядке должностные инструкции оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала.

2.1.2. Оперативный (дежурный) персонал осуществляет технические ремонты оборудования НПС, контролирует технологические параметры работы оборудования, осуществляет аварийный вывод из эксплуатации оборудования, обеспечивает работу основного и вспомогательного оборудования и не более, чем через каждые два часа фиксирует значения параметров работы оборудования в журнале, контролирует регистрацию эксплуатационных параметров в системе АСУ ТП в соответствии с должностными инструкциями.

По результатам технических осмотров и показаниям контрольно-измерительных приборов оперативный персонал информирует службы НПС о необходимости проведения диагностического контроля на работающем или остановленном оборудовании, несет ответственность за процесс остановки и пуска оборудования, осуществляет оперативное переключение основного и вспомогательного оборудования согласно утвержденным технологическим картам или указаниям диспетчера РДП. При выходе параметров работы оборудования за допустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимости осуществляет переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делает запись в журнале и извещает диспетчера РНУ и руководство НПС.

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

2.1.4. Ответственность персонала НПС за соблюдение требований действующих нормативно-технических документов на каждой НПС определяется должностными инструкциями.

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

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

надежную, экономичную и безопасную работу каждого объекта НПС;

разработку и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии, топлива и материалов;

внедрение новой техники и технологии эксплуатации и ремонта оборудования, способствующих более надежной, экономичной и безопасной работе оборудования и сооружений НПС;

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

внедрение прогрессивных методов ремонта;

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

наличие и своевременную проверку средств защиты и противопожарного инвентаря;

организацию своевременного расследования отказов в работе оборудования, а также несчастных случаев, произошедших во время эксплуатации и ремонта оборудования, и, по возможности, своевременное устранение причин и последствий отказов.

2.1.7. Оперативный, инженерно-технический и эксплуатацион но-ремонтный персонал по графику и местным инструкциям осуществляет с учетом оперативной ситуации контроль технического состояния оборудования (таблица 2.1).

Таблица 2.1. График технических осмотров объектов 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 смены оперативный персонал НПС обязан:

ознакомиться со схемой и режимом работы, состоянием оборудования на своем участке путем личного осмотра в объеме, установленном инструкцией (инструкция разрабатывается для конкретной НПС и утверждается главным инженером РНУ);

получить сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести тщательное наблюдение для предупреждения аварий или неполадок, и об оборудовании, находящемся в ремонте или резерве;

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

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

оформить приемку смены отметкой в журнале или ведомости с подписью и подписями принимающего и сдающего смену.

2.2.2. Приемка и сдача смены во время ликвидации отказа, производства переключений или операций по включению и отключению оборудования запрещаются.

При длительном времени ликвидации отказа сдача смены производится с разрешения руководства НПС.

2.3. Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений в период эксплуатации НПС

2.3.1. Производственные здания и сооружения в процессе эксплуатации должны находиться под систематическим наблюдением инженерно-технических работников НПС, ответственных за эксплуатацию и сохранность этих объектов (таблица 2.1).

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

2.3.3. Все производственные здания и сооружения подвергаются периодическим техническим осмотрам, которые проводятся два раза в год - весной и осенью.

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

При весеннем техническом осмотре необходимо:

тщательно проверить состояние несущих и ограждающих конструкций и выявить возможные повреждения их в результате атмосферных и других воздействий;

установить дефектные участки, требующие постоянного наблюдения;

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

проверить состояние и привести в порядок водостоки, отмостки и ливнеприемники.

Осенний осмотр проводится с целью проверки подготовки зданий и сооружений к зиме. К этому времени должны быть закончены все летние работы по текущему ремонту.

При осеннем техническом осмотре необходимо:

тщательно проверить несущие и ограждающие конструкции зданий и сооружений и принять меры по устранению всякого рода щелей и зазоров;

проверить подготовленность покрытий зданий к зиме, исправность желобов и водостоков, наличие необходимых средств для удаления снега;

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

2.3.4. Состояние противопожарного оборудования во всех зданиях и сооружениях как при периодических, так и при текущих технических осмотрах проверяется с представителями пожарной охраны в сроки, зависящие от специфических условий эксплуатации производственных зданий, но не реже одного раза в месяц.

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

2.3.5. Внеочередные осмотры зданий и сооружений проводятся после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, землетрясений - в районах с повышенной сейсмичностью и т.д.) или аварий.

2.3.6. Особо жесткий режим всех видов осмотров должен устанавливаться для производственных зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна и пр.).

2.3.7. Кроме перечисленных задач по осмотру зданий, целью технических осмотров является разработка предложений по улучшению технической эксплуатации зданий, а также качеству проведения всех видов ремонта.

2.3.8. Результаты всех видов осмотров оформляются актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а также необходимые меры для их устранения с указанием сроков выполнения работ.

2.3.9. Вся техническая документация по сданным в эксплуатацию зданиям и сооружениям - утвержденный технический проект (проектное задание), рабочие чертежи, данные о гидрогеологических условиях участка застройки, акт приемки в эксплуатацию с документами, характеризующими примененные материалы, условия и качество производства работ по возведению объектов, а также сведения об отступлениях от проекта и недоделках к моменту ввода объекта в эксплуатацию - должна храниться комплектно в техническом архиве РНУ и НПС.

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

2.3.11. При наличии явления пучения грунтов должна проводиться ежегодная проверка высотных нивелирных отметок оборудования и инженерных сооружений. При изменении нивелирных отметок на величину больше допустимой должны приниматься меры к уменьшению или компенсации влияния пучения грунта на напряженно-деформированное состояние патрубков насосов, элементов трубопроводов, фундаментов и т.п.

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

3.1. Основные понятия. Термины и определения

3.1.1. Техническое обслуживание (ТО) - комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования при его эксплуатации, при ожидании (если оборудование в резерве), хранении и транспортировании.

В ТО включен следующий комплекс работ:

поддержание в исправном (или только работоспособном) состоянии оборудования;

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

В объеме ТО могут выполняться работы по оценке технического состояния оборудования для уточнения сроков и объемов последующих обслуживаний и ремонтов.

3.1.2. Конкретное содержание работ при каждом виде технического обслуживания оборудования НПС определяется должностными инструкциями и регламентом, изложенным в данном документе, по видам оборудования.

3.1.3. Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и полному или частичному восстановлению ресурса оборудования и его составных частей, обеспечивающий эксплуатацию с заданной надежностью и экономичностью в периоды между ремонтами и диагностическими контролями.

3.1.4. Текущий ремонт (Т) - ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности оборудования, состоящей в замене и восстановлении его отдельных частей и их регулировке.

3.1.5. Текущий ремонт назначается для предупреждения отказов и восстановления работоспособности оборудования НПС.

3.1.6. Средний ремонт (С) - ремонт, выполняемый для восстановления работоспособности и частичного восстановления ресурса оборудования по результатам диагностирования и величине его наработки с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемом в объеме, установленном в настоящем Руководстве.

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

3.1.8. Объемы ремонтных работ, проводимых при Т, С, К ремонтах для каждого вида оборудования изложены в соответствующих разделах Руководства.

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

3.1.10. Плановый диагностический контроль - контроль фактического технического состояния оборудования НПС по параметрам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности, наработки до ремонта или до следующего диагностического контроля и определить объем и вид ремонта.

3.1.11. Неплановый диагностический контроль - контроль технического состояния оборудования НПС, проводимый в случае резкого изменения значений постоянно контролируемых параметров или в случае, когда по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.

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

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

3.1.14. Периодичность технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) - интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) и последующим таким же видом или другим большей сложности.

Под видом технического обслуживания (ремонта, диагности ческого контроля) понимают техническое обслуживание (ремонт, диагностический контроль), выделяемое (выделяемый) по одному из признаков:

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

3.1.15. Ремонтный цикл - наименьший повторяющийся интервал времени или наработка оборудования, в течение которых выполняются в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации все установленные виды ремонта.

3.1.16. Ремонт по техническому состоянию - ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяется текущим техническим состоянием, сведения о котором получены по результатам проведения диагностического контроля или данным о надежности изделия или его составных частей.

3.1.17. По степени неисправности оборудования ремонты могут выполняться по типовому объему работ текущего, среднего или капитального ремонтов.

3.1.18. Регламентная остановка - остановка работы оборудования для производства технического обслуживания, диагностических и ремонтных работ, регламентированных действующими нормативно-техническими документами (паспортами, ТУ, ГОСТ, РД и пр.).

3.1.19. Наработка - суммарная продолжительность или объем работы оборудования.

3.1.20. Наработкой до регламентной остановки считается наработка до работ, регламентированных другими действующими документами.

3.1.21. Трудоемкость технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) - трудозатраты на проведение одного технического обслуживания (ремонта, контроля) данного вида.

3.1.22. Запасная часть (запчасть) - составная часть оборудования, предназначенная для замены находившейся в эксплуатации такой же части с целью поддержания или восстановления работоспособности оборудования.

3.1.23. Обменный фонд - запас важнейших запасных частей, находящийся на специально выделенных базах хранения и распределяемый БПО для восстановления количества запасных частей и оперативного проведения ремонтных работ по восстановлению работоспособности оборудования НПС.

3.2. Структура системы технического обслуживания и ремонта оборудования. Общие положения

3.2.1. Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) основывается на проведении профилактических, восстановительных и диагностических работ через интервалы времени (наработки), определенные по фактическим показателям надежности, результатам предыдущих диагностических контролей, значениям параметров оценки работоспособного состояния данного вида оборудования с учетом срока службы каждой единицы оборудования.

В системе технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию производятся:

техническое обслуживание;

диагностические контроли, в том числе

оперативный,

плановый,

неплановый;

ремонт по фактическому состоянию в объеме текущего, среднего и капитального ремонта;

регламентные остановки.

Продолжительность и структура ремонтного цикла, а также периодичность ТО, диагностических контролей и ремонтов для каждого вида оборудования приведены в последующих разделах данного РД.

3.2.2. Для ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

проведение диагностических обследований с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированием дальнейшей эксплуатации;

выполнение ремонтных работ по результатам диагностических обследований;

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

3.2.3. Выполнение условий, перечисленных в п. 3.2.2, является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем НПС, которые с точки зрения безопасной эксплуатации не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а по экономическим соображениям - к эксплуатации до выработки установленного межремонтного периода.

С целью выделения основных объектов НПС, подвергаемых первоочередному обязательному контролю, диагностическому обследованию и ремонту, все механо-технологическое оборудование НПС разделено на три условные категории:

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

магистральные и подпорные насосы;

трубопроводная арматура;

системы маслоснабжения, охлаждения;

система приточной вентиляции;

система подачи воздуха в камеры уплотнения беспромвальной установки магистральных насосных агрегатов;

система откачки утечек;

блок гашения ударной волны;

блок регуляторов давления;

система пожаротушения;

система предохранительных клапанов;

блок фильтров-грязеуловителей;

технологические трубопроводы;

промышленная канализация;

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

система водоснабжения и фекальной канализации, очистные сооружения;

котлы и котельно-вспомогательное оборудование, тепловые сети;

камеры пуска и приема скребка;

компрессоры;

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

емкости подземные, топливные;

здания и сооружения, при обязательных обходах;

водоснабжение, в случае наличия резервных емкостей запаса воды.

3.2.4. Руководство АО МН, РНУ, НПС обязано обеспечить условия (обеспечение приборами контроля и диагностики, контроль за ведением журналов регистрации сведений о работоспособном состоянии оборудования, разработка и внедрение инструкций и методик диагностирования оборудования, обеспечение автоматизированного контроля и сбора информации по надежности и т.д.), необходимые для первоочередного перевода оборудования первой категории на систему ТОР по фактическому техническому состоянию.

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

3.2.6. Вид системы ТОР для каждого типа оборудования утверждается главным инженером АО МН на основании ТЭО.

Рекомендуемые виды системы ТОР для различных типов оборудования представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Рекомендуемые виды системы ТОР оборудования 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 техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС

3.3.1. Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию включает в себя проведение технического обслуживания, диагностических контролей технического состояния, выполнение работ при регламентных остановках и восстановление работоспособного состояния в случае отклонения значений диагностируемых параметров от установленных в нормативно-технической документации.

Руководство АО несет ответственность за оснащение объектов МН оборудованием, приборами и системами и содержание их в исправном состоянии. Номенклатура контрольно-измерительной аппаратуры должна соответствовать требованиям проектной, эксплуатационной и ремонтной документации. Система телемеханики, автоматизации и АСУ ТП должна обеспечивать надежный контроль, измерение и регистрацию технологических параметров перекачки и эксплуатационных параметров оборудования и систем.

3.3.2. Исполнителем плановых диагностических контролей является бригада диагностики (с соответствующей диагностической аппаратурой) БПО или опытно-экспериментального участка АО МН или эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, имеющий допуск к работе с диагностической аппаратурой.

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

Анализ изменения контролируемых параметров осуществляется главными специалистами РНУ (ЛПДС) с использованием базы данных (в т.ч. автоматизированной системы СКУТОР) по номенклатуре и начальным параметрам работы оборудования.

3.3.4. В случае резкого изменения постоянно контролируемых (оператором или приборами телеметрии) параметров проводится неплановый диагностический контроль с последующим решением о выводе в ремонт данного оборудования. Решение принимается старшим инженером НПС по согласованию с главным механиком РНУ.

3.3.5. Неплановый диагностический контроль осуществляется в случае, когда по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта. Анализ изменения контролируемых параметров проводится с учетом возможных изменений режимов перекачки. Необходимость проведения непланового контроля определяет старший инженер НПС после оповещения диспетчера РДП.

3.3.6. Исполнителями непланового диагностического контроля являются эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, бригада диагностики БПО или опытно-экспериментальный участок АО МН.

3.3.7. Исполнителем ремонта оборудования может быть эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, ремонтная бригада БПО или сторонней организации, имеющей лицензию на производство ремонтных работ на НПС.

3.3.8. Ремонт по фактическому техническому состоянию производится по результатам планового или непланового диагностического контроля.

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

3.3.10. Регламентная остановка производится независимо от результатов последнего диагностического контроля для оборудования, у которого подошел срок регламентных работ, оговоренных в других действующих документах.

3.3.11. Старший инженер НПС обязан обеспечить условия для проведения диагностического контроля оборудования, определенного планом диагностических контролей, подготовить ремонтный персонал НПС для этого или вызвать бригаду диагностики из РНУ.

Результатом работы бригады диагностики должно быть решение о работоспособности или неработоспособности диагностируемого оборудования.

3.3.12. В случае вынесения решения о работоспособности оборудования бригада должна дать прогноз о предполагаемом времени работы оборудования без отказа или времени следующего диагностического контроля, довести его до старшего инженера и начальника соответствующей службы НПС, оформить акт о результатах диагностического контроля.

3.3.13. В случае вынесения решения о неработоспособности оборудования бригада диагностики должна указать предполагаемые дефекты и причины неработоспособного состояния и совместно со старшим инженером НПС определить объем ремонта.

3.3.14. Определение сложности и трудоемкости ремонта осуществляется после проведения диагностического контроля, решения о выводе данного оборудования в ремонт и определения предполагаемого объема работ. По предполагаемому объему работ оборудование выводят в текущий, средний или капитальный ремонт.

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

3.3.15. Если в объеме ремонта предусматривается разборка оборудования, то бригада диагностирования производит контроль параметров, оценка которых возможна только при разборке, и корректирует предполагаемый объем ремонта.

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

3.3.17. При наличии резервного работоспособного оборудования срок ремонта допускается переносить по согласованию с соответствующими службами. Ответственность за перенос срока ремонта несет старший инженер НПС и главный механик РНУ.

3.3.18. При достижении оборудованием срока регламентной остановки старший инженер НПС обязан по согласованию с руководством РНУ и БПО вывести данное оборудование из работы и передать его для производства диагностики и ремонтных работ исполнителям.

Срок регламентной остановки разрешается переносить в пределах месяца по заключению службы ТОР БПО лишь с письменного разрешения главного инженера РНУ, и в случае если продолжение эксплуатации не представляет опасности возникновения аварийной ситуации.

3.3.19. Ответственность за выполнение оперативного контроля работоспособного состояния оборудования НПС, измерение диагностируемых параметров, предварительную обработку диагностической информации, решение задач прогнозирования, сбора данных по отказам и наработкам оборудования НПС, учет издержек на восстановление работоспособности, регламентные остановки и диагностирование, взаимодействие со службами РНУ и БПО, реализацию технических решений несет старший инженер НПС или по его указанию руководители соответствующих служб НПС.

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

3.3.21. Ответственность за организацию, своевременность проведения, качество технического обслуживания, диагностических контролей и ремонта оборудования несут начальники соответствующих служб НПС, БПО и главные специалисты РНУ.

Общий контроль за выполнением ТОР оборудования объектов МН осуществляют главные специалисты АО МН.

3.3.22. Годовой график составляется на каждый вид оборудования за 2 месяца до окончания текущего календарного года инженерами соответствующих служб НПС совместно с начальниками соответствующих участков БПО, визируется главными специалистами БПО и утверждается главным инженером РНУ.

3.3.23. Исходными данными для составления графиков периодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок являются показатели надежности каждого типа оборудования, информация о предусмотренных ранее ТО, диагностических контролях, регламентных остановках, наработке и количестве пусков.

3.3.24. Расчет периодичности диагностических контролей производится с учетом фактически полученных показателей надежности и срока службы оборудования и основывается на методе слабого звена (значение наработки между двумя плановыми диагностическими контролями t к должно быть не больше значения наработки на отказ слабого звена - , т.е. того звена, которое наиболее часто отказывает в данном виде оборудования).

Если отработанный ресурс оборудования t от меньше паспортного ресурса t п :

t от < t п ,                                                                 (3.1)

т.е. когда а > 1 ,

где                                                                                                                         (3.2)

то контроли осуществляются через время не более чем t к, которое определяется по формуле:

t к = 0,9∙ ,                                                      (3.3)

Если отработанный ресурс оборудования t от больше или равен паспортному ресурсу t п :

t от ≥ t п                                                                  (3.4)

или

а ≤ 1 ,

то                                                         t к = а ∙ ∙ 0, 9.                                                   (3.5)

Порядок сбора информации о надежности и определения наработки слабого звена  представлен в разделе 11.

На переходном этапе (до получения достоверной информации о ) периодичность диагностических контролей определяется на основании показателей надежности прошлых лет.

В последующих разделах Руководства приведена периодичность плановых диагностических контролей для каждого вида оборудования, которую рекомендуется использовать на переходном этапе.

Рекомендованная периодичность диагностических контролей уточняется в зависимости от наработки с начала эксплуатации оборудования по формулам ( 3.1) -( 3.5). При этом на переходном этапе вместо используется значение периодичности, указанной в таблицах последующих разделов.

3.3.25. Объем работ при проведении плановых диагностических контролей равен сумме объемов работ по определению каждого диагностируемого параметра с учетом вида применяемого диагностического оборудования и объема работ при проведении текущего ремонта.

3.3.26. Объем работ, проводимых во время регламентных остановок, равен сумме объемов работ по определению каждого диагностируемого параметра (до разборки и после нее), работ при проведении ТО, разборки и сборки оборудования и работ, регламентированных другими действующими документами.

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

Если для оценки технического состояния оборудования недо статочно существующих контролируемых параметров, должны быть приняты меры по разработке дополнительных методик и инструкций оценки технического состояния оборудования.

3.3.28. С внедрением новых методов диагностирования объем контролируемых параметров должен пересматриваться. С пересмотром объема контролируемых параметров должны быть внесены коррективы в существующие нормы трудоемкости плановых диагностических контролей.

3.3.29. Диагностирование технического состояния основывается на сравнении базовых и фактических характеристик оборудования, полученных за определенный период времени.

Базовыми характеристиками являются характеристики, полученные после монтажа нового (или после капитального ремонта) и доводки эксплуатируемого оборудования. Эти характеристики могут отличаться от паспортных из-за несоответствия производственных размеров деталей конструктивным, износа элементов проточной части и рабочих органов насоса, погрешности пересчета характеристик насоса с воды на перекачиваемую жидкость (нефть) и др.

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

При переходе к техническому обслуживанию и ремонту по фактическому техническому состоянию оборудования прежде всего уточняются (а в отдельных случаях и снимаются новые) базовые характеристики оборудования на головных и промежуточных НПС.

3.4. Порядок передачи в ремонт и приемки из ремонта оборудования

3.4.1. Передача оборудования в ремонт осуществляется старшим инженером НПС.

3.4.2. Перед сдачей в ремонт оборудование с соответствующими технологическими коммуникациями должно быть очищено от пыли, масла, грязи. Подходы к оборудованию, а также рабочее место для ремонта или демонтажа должны быть освобождены от посторонних предметов и подготовлены для укладки деталей и узлов оборудования.

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

3.4.3. При выводе оборудования в ремонт паспорт (формуляр) на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в ремонт с результатами диагностического контроля (в случае перехода к системе ТОР по фактическому техническому состоянию) передается исполнителю ремонта (БПО).

Старший инженер и ИТР НПС осуществляют контроль качества ремонта с применением методов и средств технической диагностики, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных ремонтных операциях.

3.4.4. Приемка оборудования из ремонта осуществляется старшим инженером НПС у начальника участка или мастера участка БПО.

3.4.5. Вышедшее из ремонта оборудование НПС считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний в рабочем режиме (обкатки):

после текущего ремонта - в течение 8 ч;

после среднего и капительного ремонта - 72 ч.

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

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

3.4.8. БПО (ЦБПО), выпуская оборудование из капитального ремонта, должна определить сроки следующего диагностического контроля и ремонта, ресурс с момента начала эксплуатации в соответ ствии с действующей нормативно-технической документацией.

Послеремонтный гарантийный срок или послеремонтная гарантийная наработка должны быть установлены в нормативно-технической документации на ремонт соответствующего оборудования.

3.5. Нормативы трудоемкости работ при проведении технического обслуживания и ремонта оборудования НПС

3.5.1. Нормативы трудоемкости работ по ТОР основного и вспомогательного оборудования, соответствующие типовым объемам работ, приведены в последующих разделах настоящего РД.

Указанными нормами, кроме основных работ, учтено время на:

ознакомление с чертежами и другой технической документацией;

подготовку рабочего места и приведение его в порядок в конце смены;

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

подготовку к работе вспомогательных механизмов, систем и такелажных приспособлений;

протирку и смазку механизмов, инструмента и приспособлений, а также на заправку и заточку их в процессе работы.

Нормы не учитывают время на:

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

изготовление приспособлений и инструмента постоянного и разового пользования;

транспортирование со склада материалов и запасных частей;

устранение недостатков в организации работ при ремонте или устранении брака.

Время на выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ 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 детали подлежащего ремонту оборудования вследствие воздействия агрессивной среды или каких-либо других причин, имеют значительные налеты, коррозию, вызывающие дополнительные затраты труда эксплуатационно-ремонтного персонала, то к нормам трудоемкости ремонтов применяется поправочный коэффициент 1,2.

В тех случаях, когда ремонт насосов производится на стенде цеха БПО, нормы трудоемкости применяются с поправочным коэффициентом 0,85.

В случае проведения ремонта в стесненных, неудобных условиях или в неприспособленных для ремонта данного вида оборудования месте, нормы трудоемкости применяются с поправочным коэффициентом 1,1.

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

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

3.6.1. Установленное на НПС оборудование должно быть обеспечено запасными частями и материалами.

Отделы главных механиков РНУ, службы, ответственные за эксплуатацию механо-технологического оборудования, должны вести учет (в том числе средствами информационного обеспечения автоматизированных рабочих мест) имеющихся запасных частей, оборудования, принадлежностей и материалов. База данных должна корректироваться по мере использования и поступления новых изделий и материалов.

3.6.2. При хранении запасных частей, запасного оборудования и материалов необходимо обеспечить их сохранность от порчи и использование по прямому назначению.

Оборудование, запасные части и материалы, сохранность которых нарушается под действием внешних атмосферных условий, следует хранить в закрытых складах.

3.6.3. В последующих разделах представлены номенклатура в количество запасных частей для каждого вида оборудования, которые необходимы для бесперебойной работы оборудования в течение года и определены в соответствии с данными об интенсивности отказов и сроками службы конструктивных элементов в условиях эксплуатации.

При этом запасными частями являются как крупные сборочные единицы (узлы), восстанавливаемые и используемые многократно, так и отдельные детали, работоспособность которых в случае возникновения отказа не подлежит восстановлению.

3.6.4. Необходимое количество запасных частей корректируется с учетом количества эксплуатируемого оборудования и времени его работы в течение года с учетом критериев, характеризующих возможность бесперебойной работы оборудования определенный период времени, в течение которого не будет вынужденных простоев из-за отсутствия необходимой запасной части.

3.7. Техническая документация

3.7.1. Каждая НПС должна иметь техническую документацию, в соответствии с которой оборудование НПС допускается к эксплуатации:

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

технические паспорта всего установленного оборудования;

инструкции по обслуживанию каждого вида оборудования;

должностные инструкции по каждому рабочему месту;

оперативную (эксплуатационную) документацию с указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит;

документацию по сбору данных о надежности оборудования;

документацию технического обслуживания и ремонта объектов НПС.

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

3.7.3. В должностных инструкциях должны быть указаны:

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

права, обязанности и ответственность персонала;

взаимоотношения с руководством, подчиненными и другим персоналом, связанным по работе.

В случае изменения условий эксплуатации оборудования в инструкции вносятся соответствующие дополнения, о чем сообщается работникам, для которых обязательно знание этих инструкций, с записью в журнале инструктажа.

Инструкции пересматриваются через 5 лет (или по мере поступления нового оборудования, внесения изменений в технологические схемы перекачки и т.д.).

3.7.4. Оперативная документация по эксплуатации оборудования НПС должна включать:

оперативный журнал;

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

ведомости результатов оперативных диагностических контролей, проводимых ежесменно;

журналы результатов обхода объектов начальником НПС, старшим инженером, инженерами соответствующих служб и дежурным персоналом.

Оперативная документация заполняется дежурным персоналом станции.

3.7.5. Документация по сбору данных о надежности оборудования включает в себя журналы учета отказов и неисправностей НПС, в которых регистрируются следующие данные:

дата и время возникновения отказа;

наименование (код) отказавшего узла;

причина отказа;

наработка с начала эксплуатации и после предыдущего ремонта;

количество пусков (включений) насосных агрегатов и арматуры;

время и трудозатраты на проведение ремонтных работ;

должность и фамилия ответственного лица за выполнение ремонта.

Расследование причин отказов осуществляется инженерами соответствующих служб. Сведения хранятся у старшего инженера НПС.

До обслуживающего персонала доводятся причины возникновения отказов и принятые меры по предотвращению их повторения.

3.7.6. Документация технического обслуживания и ремонта обслуживания и ремонта объектов НПС содержит:

графики плановых ремонтов, технических обслуживаний, плановых диагностических контролей и регламентных остановок 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 материалов или деталей, время простоя оборудования, ответственный исполнитель;

журнал учета диагностических контролей и регламентных остановок для системы ТОР по фактическому техническому состоянию, который содержит дату диагностического контроля и регламентной остановки, диагностируемые параметры, их значения (допустимые и реальные), решение о работоспособности, предполагаемый и выполненный объем ремонта, ответственный исполнитель планового диагностического контроля и регламентной остановки;

бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ;

акты сдачи и приемки из ремонта оборудования;

акты проведения плановых диагностических контролей и регламентных остановок.

Журналы ТО, ремонтов и диагностических контролей можно совместить.

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

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

4.1. Общие положения

Система технического обслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов предусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО или ремонтными бригадами НПС (при предполагаемом малом объеме ремонта).

Диагностический контроль осуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах.

Текущий ремонт не требует транспортировки 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 в сборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта.

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

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

Перед проведением технического обслуживания или выводом в ремонт на эксплуатируемом насосном агрегате (НА) необходимо замерить вибрационные параметры согласно п. 4.2.4, проконтролировать величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательных трубопроводов, давление и температуру масла, температуру подшипников и другие параметры, характеризующие исправность оборудования. Перед выводом насосного агрегата в ремонт замерить и оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата. Результаты контроля представить ремонтной бригаде для целенаправленного выполнения технического обслуживания и ремонта.

Магистральные и подпорные насосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 часов после текущего ремонта и 72 часов после среднего и капитального ремонтов. При обкатке контролируются и фиксируются эксплуатационные параметры насосного агрегата, оцениваются их значения по сравнению с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составляется заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяются базовые характеристики (напорные, энергетические, виброакустические), коэффициент полезного действия, температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в эксплуатацию (п. 4.2.6).

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

Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса.

Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение одного часа. По параметрам работы вспомогательных насосов во время обкатки выносится заключение о допуске их к эксплуатации. Базовые характеристики работы вспомогательных насосов определяются после обкатки.

Монтаж, обслуживание и ремонт виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатов должны выполняться в соответствии с ТУ 39-00147105-01-96 [ 33], инструкциями по монтажу и эксплуатации соответствующих комплектующих изделий ВКС [ 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 требуют специального обслуживания и проведения каких-либо регулировочных работ в течение всего срока службы. Необходимо лишь периодически (не реже одного раза в год) проверять плотность затяжки крепежных болтов и протирать поверхность изделий ветошью в случае попадания на них нефти или минеральных масел. Срок службы до замены наиболее "слабого звена" в ВКС - резинокордных оболочек РКД - 13 лет. Порядок замены оболочек описан в инструкции по эксплуатации патрубков ПРКУ и КР.

4.2. Контроль работоспособности насосных агрегатов

Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации. Порядок определения параметрических и виброакустических значений и оценка технического состояния по ним приведены в п.п. 4.2.4, 4.2.5 и 4.2.6.

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

4.2.1. Типовой объем работ при оперативном диагностическом контроле

Оперативный диагностический контроль основных, подпорных и вспомогательных насосных агрегатов осуществляется оператором каждые два часа визуально по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной в операторной (аппаратура контроля вибрации, температуры, давления, подачи, утечек, силы тока и пр.).

Периодичность, форма и объем регистрируемых параметров должны быть определены нормативными документами с учетом возможной ручной, автоматизированной или смешанной системы регистрации информации.

Оценка вибрации основных магистральных и подпорных насосов осуществляется по контрольно-сигнальной виброаппаратуре (КСА). Регистрация величины вибрации производится не менее одного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме. При отсутствии КСА дежурный персонал производит измерения переносными виброметрами.

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

Измерение значений виброскорости осуществляется в вертикальном направлении на каждой подшипниковой опоре. При этом регистрируется соответствующий режим работы насоса - подача и давление на входе.

Необходимость проведения каких-либо дополнительных диагностических или проверочных работ по результатам оперативного диагностического контроля определяет старший инженер НПС.

4.2.2. Типовой объем работ при плановом диагностическом контроле

Периодичность планового диагностического контроля определяется по наработке на отказ наиболее слабого звена согласно п. 3.3.24.

В объем работ планового диагностического контроля входит контроль параметров, предусмотренный таблицей 4.4 с учетом требований п. 4.2.4 и 4.2.5.

Для магистральных и подпорных насосов, если   превышает 2000 часов, кроме планового контроля через каждые 2000 часов наработки осуществляется оценка КПД и напора без остановки насоса. При величинах КПД и напора соответствующих допустимым значениям согласно п. 4.2.6 насосный агрегат эксплуатируют до наработки равной наработке на отказ слабого звена.

Периодичность оценки КПД и напора для магистральных и подпорных насосов определена в 2000 часов, исходя из необходимости оценки снижения КПД по мере износа элементов щелевого уплотнения рабочего колеса и других факторов (п. 4.2.6).

При наработке, соответствующей наработке слабого звена, насосного агрегат выводят из эксплуатации для проведения диагностического контроля данного звена и оценки технического состояния других деталей, доступных для осмотра.

Перед остановкой определяют эксплуатационные параметры НА при установившемся режиме перекачки для оценки его работоспособности и определения необходимости какого-либо ремонта.

Во время планового диагностического контроля с выводом из эксплуатации насоса производятся все операции, выполняемые при техническом обслуживании (п. 4.4).

Для вспомогательных насосных агрегатов измеряется интенсивность вибрации по величине среднеквадратического значения виброскорости на корпусах подшипниковых узлов и на лапах крепления насосов к фундаментной плите или раме в вертикальном направлении.

4.2.3. Неплановый диагностический контроль

Неплановый диагностический контроль проводится с целью определения неисправности насоса в следующих случаях:

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

если интенсивность вибрации, приведенная к номинальному режиму перекатчики, в любой из контролируемых точек превысила 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 вибрации превысила базовое значение в 2 раза;

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

если при установившемся режиме перекачки происходит внезапное изменение вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

если уровень шума насоса изменился на 6 дБА относительно базового значения;

если температура подшипников изменилась на 10 °С относительно базового значения в определенных климатических условиях (зима, лето).

В объем непланового диагностического контроля входят работы планового диагностического контроля, а также, в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля и характера отклонений измеряемых величин: проверка центровки агрегата;

осмотр и оценка технического состояния муфты, соединяющей валы насоса и двигателя;

снятие крышки узла радиально-упорного подшипника и контроль степени затяжки гайки, состояния деталей подшипников, контровочного кольца и их посадки;

демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений; измерение и анализ спектральных составляющих виброскорости в точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем, с целью определения причин повышенной вибрации (корпус насоса, всасывающий и напорный патрубки, лапы насоса и головки фундаментных болтов и пр.), построение контурных виброхарактеристик.

4.2.4. Контроль работоспособности насосов по вибрационным параметрам

4.2.4.1. Все магистральные и подпорные насосные агрегаты должны быть оснащены контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА) с возможностью контроля текущих параметров вибрации, автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением при предельно допустимом значении вибрации.

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

4.2.4.2. Контроль уровня вибрации вспомогательных насосов - насосов откачки утечек, маслонасосов насосов, насосов систем водоснабжения и отопления и пр. должен осуществляться с помощью переносной аппаратуры.

4.2.4.3. Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре основного и горизонтального подпорного насосов для контроля вибрации в вертикальном направлении. Для вертикальных подпорных насосов датчики устанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла насоса для контроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.

4.2.4.4. При наличии многоканальной виброаппаратуры рекомендуется дополнительно устанавливать датчики для контроля вибрации в горизонтально-поперечном и осевом направлениях каждого подшипникового узла.

4.2.4.5. Вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насоса против середины длины опорного вкладыша.

Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту изме ряется и контролируется в вертикальном направлении.

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (насосы со встроенными подшипниками), вибрация измеряется как можно ближе к оси вращения ротора.

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

своевременное обнаружение возникающих дефектов составных частей оборудования и предотвращение его аварийных отказов;

определение объема ремонтных работ и рациональное их планирование;

корректировка значений межремонтных интервалов и прогнозирование остаточного ресурса составных частей оборудования по его фактическому техническому состоянию;

проверка работоспособности оборудования после монтажа, модернизации и ремонта, определение оптимальных режимов работы оборудования.

4.2.4.7. Для проведения диагностических контролей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации (типа ВВМ-337Н), шумомеры с возможностью измерения октавных составляющих (ВШВ-003), приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников качения (ИСП-1В) или аналогичные им, но с большими функциональными возможностями отечественного или зарубежного производства.

4.2.5. Оценка работоспособности насосов по виброакустическим параметрам и температуре

4.2.5.1. Общая оценка технического состояния по вибрации производится в соответствии с нормами вибрации насосов (таблицы 4.1 и 4.2).

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

Причины вибрации насосных агрегатов и характер их проявления представлены в Приложении Б, там же рекомендованы способы устранения дефектов.

Таблица 4.1. Нормы вибрации магистральных и подпорных 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 нормы вибрации 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 анализ изменения величин вибрации насосного агрегата, эксплуатируемого на различных подачах, производятся по приведенным к номинальной подаче величинам вибрации. Зависимость изменения величины вибрации от конкретной величины подачи ориентировочно представлены на рисунке 4.1. Для конкретного типоразмера насоса и его рабочего колеса рекомендуется получить такую зависимость экспериментально.

Рисунок 4.1. - Усредненная зависимость изменения интенсивности вибрации насосов с номинальными рабочими колесами от подачи

насосы НМ подачей от 7000 до 10000 м3

насосы НМ подачей от 1250 до 3600 м3/ч

4.2.5.4. По результатам измерения вибрации для каждой контролируемой точки строится график (тренд) изменения среднего квадратичного значения виброскорости в зависимости от наработки (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2. - К определению остаточного ресурса машины по уровню вибрации

До виброскорости 6,0 мм/с линию тренда можно представить 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, как правило, будет располагаться под большим углом к оси абсцисс и позволит оценить время наступления предельно допустимого значения вибрации τ1 - при предельном значении виброскорости 7,1 мм/с или τ2 - при 11,2 мм/с.

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

4.2.5.5. Трудоемкость выполнения оперативного, планового, непланового диагностических контролей по виброакустическим параметрам и температуре магистральных и подпорных насосов представлена в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Трудоемкость работ при проведении диагностических контролей по виброакустическим параметрам и температуре на единицу 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. Виды диагностических работ и допустимые значения контролируемых виброакустических параметров и значений температур для магистральных и подпорных насосов приведены в таблице 4.4. Различают параметры диагностирования для новых или вводимых в эксплуатацию после ремонта агрегатов и параметры насосных агрегатов, находящихся в эксплуатации.

Таблица 4.4. Виды диагностических работ и допустимые значения контролируемых виброакустических параметров и значений температур 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 и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта необходимо для всех насосов определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4 % и более, а КПД насоса более 3 % в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры и вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки. Порядок определения напора и КПД насосного агрегата подробно изложен в РД 39-0147103-342-89 [ 1 ]. Деформации характеристик насосного агрегата могут быть вызваны следующими причинами, указанными в таблице 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 значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агре гата согласно вышеприведенной таблице с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.

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

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

Контроль работоспособности торцовых уплотнений насоса может осуществляется также измерением температуры торцового уплотнения с помощью термодатчика и температуры нефти в насосе на входе в камеру торцовых уплотнении (Приложение В).

4.2.6.2. В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшения характеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса.

Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкой проточной части насоса (таблица 4.5).

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6 % и более для насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет более затрат, вызванных с перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ это величина составляет 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, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - на 2 %; подпорные вертикальные насосы - на 3,5 %).

Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования.

4.2.6.3. Диагностирование состояния насосных агрегатов по параметрическим критериям допускается производить как на основе данных, полученных по каналам телемеханики, так и на основе контрольных измерений с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности и вязкости перекачиваемой нефти.

Измеряемые параметры и средства измерения:

давление на входе и выходе насосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6 % при использовании системы АСУ ТП или образцовыми манометрами МО класса 0,25 или 0,4;

подача определяется по узлу учета, по объемам резервуаров с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами;

мощность, потребляемая насосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью 0,6 %. При установившихся режимах для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру. Мощность, потребляемую насосным агрегатом, можно замерить и комплектами К-506, К-505 или им подобными;

частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5 %;

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

Условия выполнения измерений параметров следующие:

из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса, т. к. в это время происходит приработка деталей и интенсивный рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса;

при запуске или остановке контролируемого насосного агрега та или соседних с ним агрегатов НПС;

при переключениях измерительных линий на узлах учета нефти.

Замер параметров проводится только при установившемся (стационарном) режиме перекачки.

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

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

При проведении параметрических испытаний выполняется анализ перекачиваемой нефти с определением плотности и вязкости каждый раз при смене потока нефти, но не реже одного раза в сутки.

Значения текущих параметров должны быть приведены к условиям, при которых получены базовые характеристики согласно ГОСТ 6134-87 [ 2].

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

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

Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек (режимов), чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.

Более подробно оценка текущих 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 агрегаты регламентированы другие работы с объемом и периодичностью, отличными от изложенных, то они являются обязательным дополнением к приведенным в настоящем РД работам и могут выполнятся как при работающих насосах, так и при регламентных остановках.

Перед регламентной остановкой осуществляется диагностический контроль насоса в объеме планового.

Если регламентная остановка насоса связана с проведением дефектоскопии вала, то выполняемый объем работ приравнивается к среднему ремонту.

Регламентная остановка также производится для замены рабочих колес насоса на другие типоразмеры, если это предусматривается технологическими режимами работы нефтепровода.

Регламентные остановки совмещаются по возможности с ремонтами насосов, техническим обслуживанием или плановым диагностическим контролем.

4.3.2. Особенности организации эксплуатации и технологии дефектроскопии валов насосов

4.3.2.1. Валы насосов должны иметь паспорт (формуляр) и сертификат завода-изготовителя и пройти обязательный входной, а в процессе ремонта насоса - дефектоскопический контроль.

4.3.2.2. Работоспособность валов необходимо контролировать при эксплуатации путем измерения и анализа вибрации на подшипниковых опорах при рабочих режимах насосного агрегата, а также на "выбеге" с помощью приборов амплитудно-частотного или фазо-частотного методов анализа.

4.3.2.3. Каждое АО МН должно иметь службу дефектоскопии, в составе которой должны быть лица, обученные проведению дефектоскопии валов и имеющие свидетельства на право проведения дефектоскопии.

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

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

Рекомендуемые средства контроля валов вихретоковым методом:

вихретоковый дефектоскоп типа ВД-87НСт или аналогичные ему;

вихретоковый преобразователь типа ПН-15ТД или аналогичные ему;

преобразователь типа ПН-15А для контроля конических и цилиндрических поверхностей;

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

преобразователь типа ПН-15В для контроля резьбовых поверхностей;

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

Рекомендуемые средства контроля ультразвуковым методом:

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

пьезоэлектрические преобразователи совмещенного типа рабочей частоты 2,5 МГц: прямые (П111-2,5 или П112-2,5 из комплекта дефектоскопа УД2-12);

наклонные НК001.02.00.00.000, 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 из комплекта дефектоскопа УД2-12.

Рекомендуемые средства контроля магнитопорошковым методом:

дефектоскопы типа ПМД-70 (ТУ 25.06.1604-79), МД-50П (ТУ 25-06.1700-75) или аналогичные им отечественные и зарубежные.

При использовании люминесцентных магнитных порошков и паст применяются облучатели ультрафиолетовые типа КД-31Л (ТУ 25-06.1719-75), КД-33Л (ТУ 25-06.1887-79) и др.

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

Для контроля можно использовать черный магнитный порошок (ТУ 6-14-1009-79), выпускаемый Кемеровским 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 люминесцентные магнитные пасты МЛ-1, МЛ-2, выпускаемые НПО «Краситель» (г. Рубежное Луганской области), другие порошки и пасты, аналогичные указанным.

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

4.3.2.5. Для определения наработки вала, указанной в РД, на предприятиях должен быть организован учет суммарной наработки вала с начала его эксплуатации и после проведения последнего дефектоскопического контроля, результатов входного и последующих дефектоскопических обследований вала, средней величины передаваемой мощности в период между техническими осмотрами и ремонтами насосного агрегата (или в период между работами по дефектоскопии вала), числа пусков насосного агрегата. Указанные сведения должны быть отражены в паспорте или формуляре вала.

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

В случае увеличения размера шпоночного паза в соответствии со следующим типоразмером шпонки (например, при устранении допускаемых трещин или ослаблении посадки), а также при необходимости фрезерования второго шпоночного паза должен быть выполнен расчет на прочность с учетом фактического передаваемого крутящего момента и отработанного времени.

При фрезеровании паза обеспечить радиус перехода между боковой стенкой и дном паза не менее одного миллиметра.

Соответствующий радиус должен быть у шпонки.

Недопустима установка заглушек в старые пазы, так как при этом возникают постоянные растягивающие напряжения, способствующие усталостному разрушению.

Отремонтированный вал подвергается повторному дефектоскопическому контролю.

4.3.2.7. При закупке АО МН отечественных и зарубежных средств контроля и дефектоскопии валов приобретаемое средство обязательно должно иметь сертификат Госстандарта России. В случае отсутствия сертификата при заключении контракта (договора) на постановку должна быть предусмотрена сертификация покупаемых средств контроля, производство которой возможно и на базе поставляющей фирмы (для импортных средств).

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

4.3.2.9. Обучение и аттестация персонала служб дефектоскопии АО МН должны проводиться согласно правилам аттестации специалистов неразрушающего контроля, утвержденным Госгортехнадзором» России 18 августа 1992 г., и другим нормативным актам по неразрушающему контролю.

4.4. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

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

4.4.2. Для магистральных и подпорных насосов проводятся про верки: состояния фланцевых и резьбовых соединений, затяжки фундаментальных болтов; уровня масла в маслобаках, герметичности маслопроводов и вспомогательных трубопроводов; герметичности торцовых уплотнений ротора насоса; затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой беспромвального узла, наличия всех болтов и их затяжки; герметичности уплотнения в разделительной стенке между отделениями насосов и электродвигателей (через каждые шесть месяцев).

Кроме того, для подпорных насосов производятся:

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

проверка по маслоуказателю уровня турбинного масла в НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 и восстановление уровня при необходимости;

замена смазки для насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 через каждые 900±50 часов работы, для насосов НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 - через каждые 3000±300 часов;

осмотр резиновых колец втулочно-пальцевой муфты через каждые 7000 часов работы;

полная замена масла в корпусе упорного подшипника, смазки радиального подшипника промежуточного вала и зубчатой муфты насоса Вортингтон 26 QLCM /2 через каждые 5000 часов работы.

Устранение обнаруженных неисправностей и дефектов, осуществляется при отключенном агрегате или обесточивании энергоснабжения насосов системы с соблюдением требований ПТЭ и ПТБ.

Если насосный агрегат находится в состоянии резерва более месяца, то с целью проверки его работоспособности производится кратковременное включение его в работу один раз в месяц и прокрутка ротора не реже 1 раза в 15 дней с поворотом на 180° для предотвращения прогиба вала насоса.

4.4.3. Для насосов вспомогательных систем осуществляются:

проверка состояния фундаментных болтов, муфты соединения насоса с электроприводом;

набивка или замена сальника насоса, смазка подшипников;

подтяжка фланцевых соединений насоса;

проверка герметичности запорной арматуры, трубопроводов, плавности открытия в закрытия задвижек и вентилей;

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

4.4.4. В объем технического обслуживания входят все работы, предусмотренные паспортами и инструкциями по эксплуатации конкретных насосных агрегатов.

4.5. Типовой объем работ при текущем ремонте

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

подготовка транспортных средств, подъемных механизмов и приспособлений, инструментов; проверка наличия и состояния запасных частей, мест для укладки узлов и деталей насоса; проверка состояния подшипников, торцовых уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт; смена смазки зубчатой муфты; измерение радиальных зазоров во вкладышах подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения; разборка, дефекация и сборка торцовых уплотнений; вновь устанавливаемые торцовые уплотнения должны пройти обкатку и испытание на стенде БПО; проверка герметичности стыков крышки с корпусом основных и горизонтальных подпорных насосов, крышки со стаканом вертикальных подпорных насосов; контроль работоспособности и, при необходимости, ремонт системы обогрева элементов картера вертикальных насосов; проверка центровки и подготовка насосного агрегата к пуску; пуск, измерение и анализ рабочих параметров насосного агрегата под нагрузкой.

4.5.2. Для насосов вспомогательных систем выполняются все операции ТО, а также: разборка, промывка деталей и узлов, дефектация и замена изношенных деталей, сборка и монтаж отремонтированного насоса; проверка центровки, пуск и проверка рабочих параметров.

4.6. Типовой объем работ при среднем ремонте

4.6.1. При среднем ремонте магистральных и подпорных насосов производятся все операции текущего ремонта, а также: опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса; очистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей; проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников (если вал не меняется); проверка степени износа импеллерных втулок; контроль размеров и технического состояния посадочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, при необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, указанных в Приложении Г, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения; дефектоскопия вала (если срок ее проведения совпадает с временем выполнения среднего ремонта) согласно РД 153-39ТН-010-96 [ 3]; замена паронитовых прокладок между крышкой и корпусом насосов.

4.6.2. В зависимости от технического 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 валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников; восстановление антикоррозионных покрытий и окраски; разборка, ремонт, сборка воздушной камеры беспромвального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере вала (не менее 20 мм вод. ст.); сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов.

Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на новые.

4.6.3. Для вертикальных подпорных насосов, кроме того, производятся: проверка отсутствия течи из стакана, из-под крышки и из картера; замена импеллера, всех прокладок и крепежных деталей со смятой или сорванной резьбой более двух ниток; проверка состояния шнеков, рабочего колеса уплотнительных колец и узла торцового уплотнения; ремонт торцового уплотнения с заметой пар трения и уплотняющих колец.

Полная разборка, составление дефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на БПО. После сборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.

4.7. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка состояния корпусов, патрубков насоса, состояния стакана насосов типа НПВ и Вортингтон и, при необходимости, их ремонт, заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь антикоррозионного и декоративного покрытия, покраска насосов; испытания на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов.

При обнаружении поверхностных трещин или негерметичности проводят дефектоскопию деталей.

Чугунные детали с обнаруженными трещинами заменяются на новые.

Демонтаж подлежащего капитальному ремонту и монтаж нового или заранее отремонтированного насоса осуществляется персоналом выездной ремонтной бригады или специализированными пуско-наладочными организациями, при этом проводятся: дефектация и ремонт фундамента с заменой анкерных болтов (при необходимости) установка и монтаж насоса; гидравлические испытания насосов при давлении Рисп. = 1,5∙Рраб; центровка агрегата, опробование под нагрузкой в течение 72 ч (при работе на нефтепроводе) и повторная проверка центровки; измерение и анализ рабочих параметров.

Для насосов вспомогательных систем производятся демонтаж подлежащего капитальному ремонту насоса и доставка его на БПО, монтаж нового или заранее отремонтированного насоса, центровка и опробование его под нагрузкой.

4.8. Нормативы технического обслуживания и ремонта

4.8.1. Периоды времени между плановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей надежности данного насоса в соответствии с п. 3.3.24 настоящего Руководства.

До получения расчетных значений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуется определять по таблице 4.6 с учетом данных оперативного диагностического контроля.

При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значения периодичностей, приведенные в таблице 4.6, уточняются в соответствии с п. 3.3.24.

В случае принятия решения для какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранее определенные интервалы времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановом порядке, с учетом периодичностей, указанных в таблице 4.6.

4.8.2. Нормы трудоемкости ремонтов, технического обслуживания, диагностических контролей определены типовым объемом работ и типоразмерами насосов (таблица 4.7).

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

4.8.3. Для выполнения капитального, среднего, текущего ремонтов и ТО магистральных, подпорных насосов и насосов собственных нужд предусматриваются нормы запаса комплектующих изделий и запасных частей, которые устанавливаются на НПС совместно с руководством БПО по показателям надежности, результатам анализа ремонтных работ на однотипном оборудовании за предшествующие два года и предполагаемому объему работ на планируемый период с учетом условий эксплуатации и числа установленных агрегатов.

Таблица 4.6 Периодичность технического обслуживания, 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 26 QLCM /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 технического обслуживания 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 26 QLCM / 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 и резерва запасных частей насосов, необходимых для бесперебойной работы насосов в течение года, представлены в таблице 4.8. При этом учтено, что запасные части необходимые для среднего и капитального ремонтов хранятся на БПО, для ТО и текущего ремонта - на НПС.

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

Складской резерв насосов в обменном фонде - один насос на десять однотипных эксплуатируемых единиц, для РНУ - один насос на один типоразмер.

Таблица 4.8 Нормы расхода на ремонт и резерва запасных 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 ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. Номенклатура оборудования

Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту представлены для запорной арматуры условным диаметром до 1200 мм.

5.2. Контроль работоспособности арматуры

5.2.1. Вся вновь устанавливаемая отечественная и импортная арматура должна иметь сертификат соответствия, удостоверяющий соответствие запорной арматуры требованиям Государственных стандартов и нормативных документов России:

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

Технологический режим работы запорной арматуры с указанием диапазона перепада давления (до и после арматуры), максимального рабочего давления, обязательности местного и дистанционного управления устанавливается на основании проектной документации, утверждается главным инженером РНУ и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала.

При аварийных ситуациях на НПС запорная арматура может эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования с частично открытым запорным органом, в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

5.2.2. Арматура считается работоспособной, если:

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

не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте;

обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

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

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

5.2.3. Неработоспособность арматуры определяется критериями 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 и сварных швов;

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

При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

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

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

5.2.4.1. При внешнем осмотре проверяются:

состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры;

плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода;

исправность электропривода и электрооборудования;

герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в том числе:

герметичность прокладочных уплотнений;

герметичность сальникового уплотнения.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск сре ды через сальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

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

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

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

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществляться акустико-эмиссионными течеискателями типа АЭТ-1МС.

5.2.4.3. После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичности затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762-74Е [ 4] и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках, давлением Рпр. пр. = 1,5∙Р N где Р N - давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1Р N в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединении. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с таблицей 5.1 и требованиями ГОСТ 9544-93 [ 5].

Таблица 5.1 Испытание затвора на герметичность

Номинальный размер (условный проход) Д N , мм

Номинальное давление PN ,

МПа (кгс/мс2)

Параметры испытания затвора на герметичность

Д N ≤ 80

PN ≥ 0,1 (1)

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

Д N ≥ 100

PN ≤ 5,0 (50)

Д N ≤ 200

PN ≥ 6,3 (63)

вода - давлением 1,1 PN

Д N ≥ 250

PN ≥ 0,1 (1)

Испытания на герметичность затвора проводятся после закрытия запорного органа способом, предусмотренным в технических условиях на конкретный вид арматуры.

Минимальная продолжительность испытания на герметичность затвора приведена в таблице 5.2.

Максимально допустимые значения протечек в затворе по классам герметичности указаны в таблице 5.3.

Испытание на работоспособность арматуры осуществляется включением электропривода на три полных цикла «открыто-закрыто».

Подвижные детали должны перемещаться без рывков, заеданий и заклиниваний. Проверяется ручное управление задвижки вращением штурвала в обе стороны.

Таблица 5.2 Минимальная продолжительность испытаний на герметичность затвора

Номинальный размер Дм, мм

Минимальная продолжительность испытаний, с

уплотнение металл по металлу

неметаллическое уплотнение

Д N ≤ 50

15

15

50 ≤ Д N ≤ 200

30

15

250 ≤ Д N ≤ 400

60

30

Д N ≤ 500

120

60

Таблица 5.3 Максимально допустимые протечки в затворе при различных испытательных средах

Испытательная среда

Класс герметичности

А

В

С

D

Величина протечек при испытании водой (см3/мин)

Нет видимых протечек

0,0006∙ Д N

0,0018∙ Д N

0,006∙ Д N

Величина истечения при испытании воздухом (см3/мин)

Истечение отсутствует

0,018∙ Д N

0,18∙ Д N

1,8∙ Д N

Примечания

1. При определении протечек номинальный диаметр Д N 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 состоянии задвижка подвергается перепаду давления, величина которого устанавливается согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. А также проверяется плавный ход движения затвора задвижки, проверяется работа электропривода с дистанционным и местным управлением, настраиваются путевые выключатели на отключение электродвигателя при достижении запорным органом арматуры крайних положений, настраиваются моментные выключатели на отключение электродвигателя при достижении электроприбором арматуры предельного значению крутящего момента при заедании запорного органа или подвижных частей арматуры. При этом контролируются время действия и величина тока электропривода, которые должны находиться в пределах номинальных значений.

При нормальной работе запорно-регулирующего органа крутящий момент Мкр. не должен отклоняться от номинального более чем на 10 %.

Определение значения Мкр. осуществляется измерением величины тока электропривода. Номинальному значению Мкр. соответствует номинальное значение силы тока электродвигателя.

Изменение силы тока электропривода от номинального значения, свидетельствует о неисправности электропривода или элементов задвижки, приводящих затвор в движение.

Превышение силы тока свидетельствует о неисправности запорно-регулирующего органа (заклинивание затвора, излом подвижных частей задвижки, заклинивание деталей редуктора и электропривода и т.д.).

Уменьшение силы тока свидетельствует о неисправности электродвигателя или системы электроснабжения и коммутации.

Изменение силы тока на 10 % от номинального считается критическим.

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

Режим испытания и испытательные давления устанавливаются в зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на действующих нефтепроводах.

5.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объеме технического обслуживания производятся следующие работы:

мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживаемых площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая электропривод, наличия смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;

проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности разъемного соединения два раза в год (весной и осенью) производится обтягивание фланцевых соединений, обтяжка болтов и гаек осуществляется крест-накрест, без перекосов, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы:

проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.

5.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберных задвижек - удаление воздуха из задвижки; подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильности посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателей; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки 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; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей не открытие и закрытие, муфты ограничения крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

5.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также:

полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры;

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

Капитальный ремонт задвижек производится БПО или специализированной организацией по разработанным технологическим картам.

Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижки, обратного клапана производится согласно плану производства работ, утвержденному главным инженером РНУ (АО).

5.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Для трубопроводной арматуры НПС межремонтный цикл и виды ремонта устанавливаются с учетом показателей надежности, 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 или ТО.

Периодичность технического обслуживания и ремонта представлена в таблице 5.4.

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

Таблица 5.4. Периодичность технического обслуживания 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 технического обслуживания 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 капитального ремонтов запорной арматуры устанавливаются нормы расхода запасных частей, для каждого 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 И РЕМОНТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6.1. Номенклатура оборудования

Ремонтные нормативы системы ТОР разработаны для компрессоров, оборудования систем смазки (маслосистемы) и систем охлаждения электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов, включающих маслонасосы, маслофильтры, маслобаки, емкости для масла, охладители масла и воды, водяные насосы, вентиляторы, вспомогательные технологические трубопроводы с запорной арматурой.

6.2. Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения

6.2.1. Контроль работоспособности оборудования систем смазки и охлаждения

В объеме оперативного диагностического контроля проводятся:

для маслосистемы - контроль температуры масла на входе в подшипники насосных агрегатов, давления в конце масляной линии, уровня масла в емкостях, отсутствия течи масла в парубках и технологических трубопроводах;

для систем охлаждения электродвигателей - контроль разности температур между охлаждаемой средой и охладителем; температуры нагрева частей двигателя; давления воды (воздуха) в коллекторе водонасоса (на входе радиаторов), отсутствие течи воды в патрубках и технологических трубопроводах; уровень воды в емкостях.

В объеме планового диагностического контроля осуществляется контроль качества масла, измеряются вибрация и шум, проверяется крепление оборудования к фундаментным болтам и искрение в электродвигателях маслонасосов системы смазки, водяных насосов и вентиляторов системы охлаждения электродвигателей.

Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности вспомогательных систем приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Признаки неработоспособности вспомогательных 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 контроля работоспособности оборудование систем смазки и охлаждения выводится в ремонт (текущий или капитальный).

6.2.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем работ по ТО входит устранение неисправностей без вмешательства в работу систем, например, наружный осмотр, очистка наружных поверхностей от внешних загрязнений, ликвидация течей во фланцевых соединениях, проверка затяжки соединений» проверка состояния и промывка фильтрующей сетки, используемой при заливке масла, выпуск воздуха из масляной и водяной камер маслоохладителя.

6.2.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте выполняются все операции техобслуживания, а также:

для маслосистемы - разборка маслонасоса; промывка, дефектация изношенных деталей и узлов; замена торцовых уплотнений; подтяжка фланцевых соединений; осмотр и, при необходимости, замена эластичных элементов соединительной муфты, задвижек и вентилей; слив отработанного масла из емкости; промывка фильтров; промывка керосином и сушка масляной емкости; при необходимости, доливка нового масла; проверка срабатывания автоматического включения резервного насоса (при отключенном работающем);

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

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

6.2.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также:

замена маслонасосов или привода на новый или отремонтированный, при необходимости, замена маслофильтров; промывка подводящих масляных трубопроводов 15 %-м раствором ортофосфорной кислоты в целях очистки внутренней полости труб от отложений и коррозии; ремонт или замена изношенных узлов и деталей; разборка, очистка, дефектация узлов и деталей воздушного маслоохладителя; опрессовка трубопроводов и агрегатов маслосистемы, маслоохладителей, обкатка всех элементов системы;

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

замена изношенных деталей задвижек, вентилей;

очистка внутренней полости трубопроводов от отложений и коррозии;

замена изношенных и подвергшихся коррозии участков трубопроводов;

окраска и восстановление изоляции наружной поверхности трубопроводов, задвижек;

опрессовка трубопроводов водяного охлаждения электродвигателей; обкатка всех элементов системы;

разборка и ремонт оборудования системы воздушного охлаждения, вентиляторов, покраска вентиляторов, ограждений, обкатка охладителей;

ремонт и покраска блок-боксов и их коммуникаций.

6.2.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность технического обслуживания, ремонта и диагностических контролей маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Периодичность технического обслуживания, 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 охлажде ния 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 трудоемкости технического обслуживания, ремонта и диагностического контроля вспомогательных систем представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 Нормы трудоемкости технического обслуживания, 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 электродвигате лей

3,0

10

28

2,0

Воздушное охлаждение воды

1,5

4

16

1,0

Нормы резерва и расхода запасных частей, комплектующих изделий для вспомогательных систем планируются в соответствии с таблицами 4.8, 5.6.

6.3. Техническое обслуживание и ремонт компрессоров

6.3.1. Контроль работоспособности компрессоров

Контроль работоспособности компрессора осуществляется с целью оценки его технического состояния и сравнения эксплуатационных параметров с гарантийными характеристиками завода-изготовителя (гарантийные характеристики компрессора указаны в паспорте завода-изготовителя или рассчитываются на основе паспортных данных).

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

Расход воздуха рекомендуется измерять мерным звуковым соплом на линии выброса воздуха в атмосферу.

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

Кроме того, для диагностики технического состояния компрессора и его элементов ежедневно контролируются следующие параметры:

давление и температура сжатого воздуха после каждой ступени сжатия и на выходе компрессора;

непрерывность поступления в компрессор и холодильник охлаждающей воды;

температура охлаждающей воды, поступающей и выходящей из системы охлаждения;

давление и температура масла в системе смазки;

исправность лубрикатора и уровень масла в нем;

уровень вибрации на подшипниковых опорах компрессора и двигателя.

В случае резкого изменения или выхода за пределы рабочей зоны контролируемых параметров следует немедленно остановить работу компрессора, провести его обследование. Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности компрессоров приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 Признаки неработоспособности компрессоров

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 диагностики технического состояния компрессоров, контроля показателей их работы, а также учитывая количество и сроки выполненные ранее ремонтов, наработку в часах после последнего ремонта, по каждому компрессору назначаются срок и объем проведения следующего ТО или ремонта. При отсутствии указанных данных ремонт компрессоров выполняется на основании графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом и показателями надежности (плановая система ТОР).

6.3.2. Техническое обслуживание компрессоров

Технические осмотры и обслуживание компрессоров осуществляются в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов» [ 7].

Ежедневно проводятся: проверка предохранительных клапанов путем принудительного их открытия под давлением, после закрытия клапан должен сохранять полную герметичность; запись данных в журнале о расходе смазочного масла; проверка работы автодренажа путем открытия вентиля трапа и проверки наличия дренирования; продувка влагомаслоотделителя (автоматическая продувка производится один раз, ручная - два раза в смену); продувка воздухосборников (один раз в смену при наличии влагомаслоотделителя, два раза в смену - при отсутствии последнего); контроль целостности прокладки готовки блока цилиндра; наблюдение за работой компрессорной установки.

Не реже одного раза в месяц проводятся: проверка внешнего состояния оборудования, правильности работы доступных для осмотра движущихся частей; очистка, промывка клапанов, замена вышедших из строя пружин и пластин; осмотр клапанных коробок (в случае обильного нагарообразования их очистка); проверка состояния штока и деталей крейцкопфа, а также сальниковых уплотнений; осмотр и очистка маслонасоса и лубрикатора, обратных клапанов в маслопроводе; очистка и промывка масляных и воздушных фильтров; замена загрязненного масла.

Один раз в шесть месяцев производятся: проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью в журнале результатов проверки; очистка воздухосборников, влагомаслоотделителей холодильников и нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляных отложений (способом, не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухом в течение 30 мин.

Показания приборов через установленные Инструкцией по эксплуатации компрессорной установки промежутки времени записываются в журнал учета работы компрессора. Инструкция по эксплуатации утверждается главным инженером РНУ.

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

Так как компрессоры работают, как правило, в автоматическом режиме, рекомендуется определять их среднюю наработку в течение месяца (года).

Журнал работы проверяется и подписывается ежесуточно лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию компрессорной установки.

6.3.3. Типовой объем работ при текущем ремонте

Текущий ремонт компрессоров включает в себя технические осмотры, частичную разборку оборудования с ремонтом и заменой быстроизнашивающихся деталей, а также: вскрытие крышек цилиндров, очистку цилиндров и поршней от нагара; замену поршневых колец; проверку состояния подшипников и, при необходимости, их замену; очистку рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи; регулировку зазоров между сопрягаемыми деталями с доведением их до размеров, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя; ремонт маслоподачи, чистку и промывку картера; полную замену масла; перенабивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорной арматуры и предохранительных клапанов; ремонт противовесов; проверку и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих и нагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установок осушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийной защиты; сборку компрессора, его обкатку.

При выполнении текущего ремонта, а также по результатам проведенных технических осмотров выявляют предельное состояние узлов и деталей компрессора. Учитывая этот фактор, а также количество выполненных ранее текущих ремонтов, капитальный ремонт может быть назначен до предусмотренных планом сроков.

6.3.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

Капитальный ремонт компрессоров назначается по результатам диагностики их технического состояния, выполненных ранее ТО и текущих ремонтов или в плановом порядке и производится в условиях БПО. Капитальный ремонт включает в себя операции текущего ремонта, а также: полную разборку узлов и механизмов компрессора, промывку, протирку и дефектацию всех деталей; перезаливку всех подшипников скольжения; замену подшипников качения; проточку и шлифовку коренных и кривошипных шеек коленчатого вала; расточку цилиндров, а при необходимости, перепрессовку втулок; замену поршня; проверку поршневого и крейцкопфного пальцев на эллиптичность и конусность, их ремонт или замену; проточку, шлифовку полировку, а в случае предельного износа замену штока; ремонт или замену шатуна, проверку его положения по отношению к валу и поршню, устранение перекосов; замену всасывающих и нагнетательных клапанов; разборку маслонасоса и лубрикатора, ремонт или замену их новыми; замену масляных фильтров; ремонт промежуточного и концевого холодильников со вскрытием крышек и заменой трубок, прокладок, крепежных деталей. После ремонта производят опрессовку и обкатку компрессора.

6.3.5. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонта компрессоров определяется по их фактическому техническому состоянию, а при отсутствии данных - согласно таблице 6.5. Периодичность ремонта может быть скорректирована с учетом паспортных данных конкретных типов компрессоров.

Таблица 6.5 Периодичность технического обслуживания 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 трудоемкости выполнения текущего и капитального ремонтов приведены в таблице 6.6.

Нормы расхода на ремонт и резерва запасных частей, необходимых для бесперебойной работы компрессоров в течение одного года, приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.6 Нормы трудоемкости ремонта компрессоров

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 резерва запасных 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 и нагревательного оборудования входят: центробежные и осевые вентиляторы, электронагревательные установки, отопительно-вентиляционные агрегаты.

Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем и электронагревательных установок возлагается на механика и энергетика объекта. Общее техническое руководство и контроль выполнения качественного ремонта установок осуществляют службы главного механика и главного энергетика.

Вентиляционные и электронагревательные установки обслуживают работники, назначенные приказом либо специально допущенные лица из ремонтного и дежурного персонала.

7.2. Контроль работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок

Наряду с обслуживанием и ремонтом установок в плановом порядке при переходе к ТОР по фактическому техническому состоянию необходимо осуществлять контроль безопасности и эффективности их работы. Выполнение ТОР по фактическому техническому состоянию предполагает проведение осмотров оборудования 1 раз в неделю, замеры вибрации на подшипниковых опорах и фундаментных болтах установок переносными виброизмерительными приборами.

Повышенные вибрация и шум вентиляционных установок, нагрев подшипников свидетельствуют о необходимости проведения непланового обследования. Проверка эффективности вентиляционных систем должна проводиться в соответствии с графиком, утвержденным руководством АО МН, но не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции. Проверка эффективности работы установок проводится также в случае отключения НА по сигналу АСУ «повышенная загазованность». Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности вентиляционных установок приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Признаки неработоспособности вентиляционных 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 подлежащие устранению при плановом, а при необходимости неплановом ремонте.

По результатам контроля работоспособности установок могут быть внесены изменения в графики проведения их плановых ремонтов.

7.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем технического обслуживания вентиляционных и электронагревательных установок входят: очистка наружной поверхности от грязи и пыли; проверка состояния всех узлов и деталей вентиляционных и электронагревательных установок (подшипников, муфт, шкивов, ременной передачи); подтяжка креплений вентиляторов, ремней, фиксаторов положения дросселей, шиберов и т.п.; проверка исправности виброгасящих устройств и нагревательных элементов; контроль состояния тепловой изоляции нагревательных камер, теплопроводов, коллектора и воздуховодов; контроль наличия и, при необходимости, смазка вращающихся частей вентиляторов.

7.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся операции технического обслуживания, а также: частичная разборка вентиляционных 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 очистка воздуховодов и теплопроводов, вентиляторов и других элементов вентиляционных систем; замена дефектных лопаток, подшипников качения и других деталей; балансировка ротора вентилятора; очистка от ржавчины всех подвергшихся коррозии элементов вентиляционных систем и смазка всех механизмов; восстановление окраски и антикоррозионных покрытий в местах повреждения; апробация.

7.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: разборка вентиляционных установок; ремонт или замена ротора вентилятора; полный ремонт конструктивных элементов вентиляционных камер и камер кондиционеров с заменой изношенных деталей и узлов; замена поврежденных участков воздуховодов, других комплектующих и конструктивных элементов и узлов вентиляционных систем и систем кондиционирования 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 ремонта вентиляционных и электронагревательных установок приведена в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Периодичность технического обслуживания 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 трудоемкости технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов установок приведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 Нормы трудоемкости технического обслуживания 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 и резерва комплектующих изделий, запасных частей, необходимых для бесперебойной работы вентиляторов в течение одного года, приведены в таблице 7.4.

Таблица 7.4 Нормы расхода на ремонт и резерва запасных 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 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ

8.1. Номенклатуры оборудования

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

8.2. Технологические трубопроводы

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

В состав технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

8.2.2. В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет постоянное наблюдение за состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, и их деталей: сварных швов, фланцевых соединений (включая крепеж), арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д.

8.2.3. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, проводится без снятия изоляции, за исключением тех случаев, когда состояние стенок или сварных швов указывает на наличие дефекта.

Результаты осмотров фиксируются в вахтенном журнале не реже одного раза в смену.

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

8.2.5. Наружный осмотр подземных трубопроводов проводится при ревизии технологических трубопроводов.

8.2.6. На НПС должен быть составлен график проведения ревизии технологических трубопроводов в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа материала труб и срока эксплуатации оборудования. График утверждается главным инженером РНУ.

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

8.2.7. При ревизии технологических трубопроводов проводятся:

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

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

Измерение толщины стенки трубопровода осуществляется ультразвуковым, радиографическим методами.

При неудовлетворительных результатах измерений определяется граница дефектного участка трубопровода и производятся более частые измерения толщины стенки всего трубопровода.

Контрольные засверловки допускаются лишь в случае отсутствия приборов, обеспечивающих неразрушающий контроль коррозионного износа стенки трубопровода.

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

Фланцы отбраковываются при наличии трещин, раковин и т.п. и уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.

8.2.8. По результатам ревизии составляется акт, утверждаемый главным инженером РНУ и содержащий перечень работ по устранению замеченных дефектов.

8.2.9. Испытания технологических трубопроводов проводят не реже одного раза в 8 лет.

Испытания совмещают с ревизией трубопровода. Давление режим испытаний устанавливаются в зависимости от срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе.

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

8.2.11. Ремонтно-монтажные работы на трубопроводах проводят в соответствии с РД 39-0147103-360-89 [ 12] и Инструкцией на технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением переукладкой в новую траншею [ 13].

8.3. Контроль работоспособности технологических устройств

Контроль работоспособного состояния технологических устройств осуществляется дежурным персоналом и специалистами при обходе территории и объектов НПС (таблица 2.1).

Контроль работоспособности оборудования и надежность срабатывания автоматических регуляторов осуществляется оператором по показаниям контрольно-измерительных приборов.

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

При обнаружении неисправностей оборудование должно быть выведено в ремонт согласно технической документации.

8.4. Блок регуляторов давления

8.4.1. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживании осуществляются: внешний осмотр блока регуляторов давления; контроль за отсутствием утечек; контроль за наличием смазки; проверка и подтяжка контактных соединений; проверка функционирования системы обогрева блока, контроль точности и синхронности срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы.

8.4.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

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

8.4.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также: опорожнение трубопровода от нефти (при остановка НПС); вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталей и замена изношенных элементов; очистка прилегающей к заслонке внутренней полости труб от отложений парафина и грязи, ремонт и окраска, при необходимости, 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 УСВД 1220 Р

8.5.1. Контроль работоспособности системы сглаживания волн давления

Оценка работоспособности системы сглаживания волн давления (СГВД) осуществляется согласно инструкций заводов-изготовителей, кроме того производится контроль уровня жидкости в разделительной емкости (уровень жидкости считается допустимыми если при давлении в приемном трубопроводе ниже 1,5 МПа (15 кгс/см2) из открытого среднего вентиля потечет антифриз), а также; контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении.

Если режим работы нефтепровода и другие условия транспорта нефти не изменяются, а уровень нефти в емкости сброса и гашения ударной волны (манифольде) повышается, то необходимо проверить работоспособность клапана сброса нефти. Причиной неисправности клапана может быть:

разрыв камеры (втулки) клапана;

разрыв диафрагмы аккумулятора;

уменьшение объема разделительной жидкости (утечки этиленгликоля);

чрезмерный приток воздуха (газа) в аккумуляторе.

Признаками неработоспособности СГВД являются:

уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва диафрагм разделительного сосуда и негерметичности воздушных линий и арматуры;

протечка воздуха через контрольные отверстия;

отсутствие гарантированного прижатия диафрагм клапанов подпорным устройством;

засорение фильтров перепускных клапанов;

отказы в работе насоса системы заправки разделительной жидкостью и компрессора заполнения воздушной волости приемного бака.

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

8.5.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят: внешний осмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха (газа) и уровня жидкости в разделительном блоке; устранение обнаруженных при осмотре дефектов, не требующих переключения технологических установок; контроль герметичности дросселирующего клапана.

8.5.3. Типовой объем работ при текущем ремонте

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

8.5.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции текущего ремонта, а также: обследование состояния емкостей сброса гашения ударной волны, клапанов сброса нефти; обследование и чистка аккумуляторов, разделительного бака, дросселирующего и шарового клапанов, шаровых вентилей, клапана переключения; ремонт насоса (компрессора) разделительной системы; замена, в случае необходимости, игольчатых вентилей и обратных клапанов; замена огневых предохранителей; чистка наружных поверхностей с последующей окраской; проверка срабатывания устройства гашения при имитации внезапного отключения магистральных насосных агрегатов.

8.6. Фильтры-грязеуловители

8.6.1. Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей

Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра.

Работоспособное состояние системы фильтров характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнем вибрации.

При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств осуществляется непрерывный контроль работоспособности фильтров.

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

По результатам диагностического контроля фильтры-грязеуловители выводят в текущий или капитальный ремонт.

8.6.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят проверка и устранение утечек нефти во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепада давления в каждом фильтре.

8.6.3. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте производятся: проверка герметичности узлов трубопроводов, задвижек; осмотр и очистка фильтров от парафина, грязи и балласта; ремонт или замена дефектных фильтрующих элементов; устранение подтеков нефти на узлах и обтяжка фланцевых соединений; чистка дренажных линий; проверка показаний манометров, проверка технического состояния предохранительного клапана и патрубка-воздушника.

При проведении текущего ремонта осуществляется проверка работоспособности и испытание грузоподъемного устройства (если им оснащен фильтр).

8.6.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

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

После проведения капитального ремонта, связанного с заваркой дефектов корпуса, фильтр испытывается на прочность и плотность водой давлением 1,33 Рном..

8.7. Предохранительные клапаны

8.7.1. Контроль работоспособности предохранительных клапанов

Оценка работоспособного состояния предохранительных клапанов осуществляется дежурным и инженерно-техническим персоналом при: оперативном контроле (таблица 2.1); ревизии при эксплуатации, проведении технического обслуживания и текущего ремонта; проверке на специальном стенде.

Признаками неработоспособности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются:

негерметичность;

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

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

вибрация (из-за создания высокого противодавления на выкиде выхлопными трубами с малым радиусом кривизны и узким условным проходом);

отсутствие срабатывания (клапан не открывается) при заданном установочном давлении (из-за неправильно отрегулированной пружины, большой жесткости пружины, повышенного трения в направляющих золотника).

Неработоспособный клапан заменяется новым, отрегулированным на стенде на установочное давление.

Регулировка предохранительных клапанов на давление начала открытия - установочное давление производится на специальном стенде.

Установочное давление определяется исходя из рабочего давления в трубопроводе.

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

Если установочное давление предохранительного клапана не оговорено другими нормативно-техническими документами, то его значение принимается по таблице 8.1.

Таблица 8.1 Установочное давление предохранительных 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 и переиспытание клапанов

Ревизия предохранительных клапанов включает разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, испытания корпуса на прочность, испытания соединений клапана на плотность, проверку герметичности затвора, испытание пружины, регулировку установочного давления.

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

При испытании клапанов производятся ревизия и полный цикл испытаний, оговоренных в нормативно-технической документации на объект и клапан.

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

8.7.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

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

8.7.4. Типовой объем работ при текущем ремонте

Время проведения текущего ремонта предохранительных клапанов должно совмещаться с их ревизией.

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

8.7.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все работы текущего ремонта, а также: полная разборка, дефектовка и восстановление изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправной резьбой; притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла; контроль и испытания пружины; сборка, регулировка, переиспытание на стенде и покраска клапанов.

После ремонта при рабочем давлении производится контроль герметичности затвора клапана, соединений сопла и соединений сопла с корпусом.

Капитальный ремонт предохранительных клапанов рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

8.8. Система откачки утечек

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

8.8.1. Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживании трубопроводы системы откачки утечек очищаются (пропариваются) от отложений парафина и грязи, проверяется работоспособность обратных клапанов.

При нарушении герметичности производятся демонтаж обратных клапанов, разборка и дефектация деталей, сборка и проверка их работоспособности.

8.8.2. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все работы, предусмотренные при техническом обслуживании, а также для трубопроводов системы откачки утечек предусматриваются вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки. После проведения работ проверяются герметичность и прочность системы давлением 1,25 Рраб. в течение 15 мин.

8.9. Нормативы технического обслуживания и ремонта

Для указанного оборудования технологических систем и трубопроводной арматуры вспомогательных систем НПС ремонтный цикл должен устанавливаться исходя из технического состояния подлежащего ремонту оборудования и систем. Так как капитальный ремонт трубопроводной арматуры, блока регуляторов давления, узла фильтров-грязеуловителей и системы сглаживания волн давления, кал правило, производится при остановке НПС после согласования с диспетчером и руководством АО МН, его рекомендуется совмещать с капитальным ремонтом технологической обвязки НПС или линейного участка магистрального нефтепровода.

Периодичность технического обслуживания и ремонта и нормы трудоемкости ил выполнения приведены соответственно в таблицах 8.2 и 8.3.

Таблица 8.2 Периодичность технического обслуживания, 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 и резерва запасных частей, необходимых для бесперебойной работы технологических систем в течение одного года приведены в таблице 8.4.

Таблица 8.3 Нормы трудоемкости технического обслуживания 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 резерва запасных 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, техническое обслуживание стационарных установок пожаротушения осуществляются в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» [ 32], «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» [ 21], инструкцией по эксплуатации и техническому обслуживанию стационарных систем автоматического пенного пожаротушения.

Ответственность за проведение технического обслуживания установок пожаротушения возлагается на старшего инженера НПС и ответственных за пожаробезопасность объектов. Регламентные работы по техническому обслуживанию, ремонту и ведению эксплуатационной и ремонтной документации осуществляет эксплуатационно-ремонтный персонал. Работы должны проводиться в соответствии с годовым планом-графиком, который может корректироваться в зависимости от результатов контрольных проверок и испытаний систем.

8.10.1. Контрольные проверки и испытания

При эксплуатации стационарных установок пожаротушения необходимо контролировать: сохранность запаса огнегасительного вещества; исправность насосов и компрессоров установок пожаротушения; исправность приводов; величину давления в напорном трубопроводе питательной сети; правильное положение запорной арматуры; состояние пеногенераторов и оросителей, датчиков автоматического и дистанционного пусков, сети распределительных трубопроводов.

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

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

На установках пенного пожаротушения необходимо один раз полгода проверять качество пенообразующих средств. Должен быть в наличии двукратный запас пенообразователя.

Баллоны и емкости установок, масса огнегасительного вещества и давление в которых ниже расчетных значений на 10 % и более, подлежат дозарядке и перезарядке.

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

проводить цикл испытаний всей системы автоматической установки пожаротушения;

при подготовке к зимнему периоду сухотрубы к резервуарам и насосным станциям продувать воздухом через дренажные линии.

Не реже одного раза в три года следует проводить гидравлические испытания аппаратов и трубопроводов системы пенного пожаротушения на прочность и пневматические испытания - не герметичность.

Не реже одного раза в пять лет проводить сплошную промывку, продувку и очистку от грязи и ржавчины аппаратов и трубопроводов. Результаты проверок и испытаний оформляются актами.

8.10.2. Техническое обслуживание

Техническое обслуживание систем пожаротушения осуществляется не реже одного раза в месяц, при этом проверяются: состояние системы пожаротушения; наличие необходимого запаса водим системы ее подогрева (в зимнее время); отсутствие утечек в пожар ной емкости; наличие расчетного количества углекислотных баллонов в помещениях и степень их заполнения углекислотой; состояние пожарных датчиков и сигнализаторов давления, сети разводящих труб с целью выявления следов коррозии, замерзания, устранения прогибов; состояние окраски, фасонных деталей, подвесок.

8.11. Емкости вспомогательных систем

Обслуживание емкостей вспомогательных систем осуществляется согласно графику проведения ремонтов и технических обслуживаний указанных систем.

При техническом обслуживании проводятся: проверка герметичности разъемных соединений и целостности основного металла корпуса; подтяжка резьбовых соединений; проверка сальниковых уплотнений и замена прокладок при обнаружении течи; составление дефектной ведомости.

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

При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также: замена отдельных участков корпуса, днища и кровли емкости; демонтаж, ремонт и монтаж оборудования емкости; покраска.

Помимо периодических ремонтных работ, установленных для вспомогательных систем, необходимо 1 раз в месяц проводить осмотр емкостей.

При осмотре обращают внимание на следующие признаки нарушения прочности и изменения формы емкостей: появление вмятин вследствие образования в емкости недопустимого вакуума или по иным причинам; образование трещин по сварным швам кровли, корпуса, окрайков днища 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 и отсутствие деформаций элементов крепления к емкостям насосов, клапанов, арматуры и т.д.

С целью оценки технического состояния надземных емкостей через каждые два года проводится их частичная дефектоскопия без вывода емкостей из эксплуатации. При этом выполняются следующие работы: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр емкости; измерение толщины стенок корпуса толщиномерами типа Кварц-6, Кварц-15, УТ-31МЦ и др., позволяющими измерять толщину в интервале 0,2-50 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до 40 °С; проверка состояния основания и отмостки; составление технического заключения по результатам контроля.

9. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОТЛОВ И КОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1. Номенклатура оборудования

Нормативы по техническому обслуживанию 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 химичес кой очистки воды, наружных тепловых сетей, нагревательных приборов (радиаторов).

9.2. Виды технического обслуживания и ремонта

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

Техническое обслуживание котлов и котельно-вспомогательного оборудования осуществляется в процессе работы постоянным оперативным персоналом, а автоматизированных котельных - эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС прошедшим обучение несоответствующей программе и успешно сдавшим экзамены.

Техническое обслуживание теплотехнического оборудования, в зависимости от периодичности, назначения и объема подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное.

Ежесменное техническое обслуживание - это ТО, проводимое в течение рабочей смены.

Периодическое техническое обслуживание - это ТО, выполняемое, как правило, в дневное время через установленные в эксплуатационной документации на каждый вид оборудования значения наработки или интервалы времени. В состав операций периодического ТО входят также и операции ежесменного ТО.

Сезонное техническое обслуживание заключается в дополнительной проверке оборудования перед началом весенне-летнего и. осенне-зимнего периодов. Операции сезонного ТО выполняются в процессе проведения очередного периодического ТО, поэтому в состав его входят операции последнего.

Текущий ремонт выполняется эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС или выездными ремонтными бригадами.

Капитальный ремонт выполняется обученным и аттестованным ремонтным персоналом БПО (ЦБПО) или специализированными подрядными организациями, имеющими лицензию на проведение работ по ремонту теплотехнического оборудования.

Котлы и котельно-вспомогательное оборудование после капитального ремонта подвергаются испытанию и апробации в рабочем состоянии и объеме, приведенном в Правилах Госгортехнадзора РФ и эксплуатационных инструкциях.

9.3. Контроль работоспособности теплотехнического оборудования

Для контроля фактического технического состояния котельные установки, водогрейные котлы должны быть укомплектованы 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 воздуха перед топочным устройством, а также пробоотборниками для контроля химсостава питательной воды и т.п.

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

В случаях невозможности поддержания параметров котла в соответствии с режимной картой по решению лица, ответственного за технически исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов производится внеочередное техническое освидетельствование [ 11, 42, 43, 44]. При невозможности самостоятельно определить неисправность приглашается специализированная организация. О внеочередном техническом освидетельствовании оборудования, регистрируемого в Госгортехнадзоре, в обязательном порядке информация представляется в местный орган Госгортехнадзора.

Решение о дальнейшей эксплуатации котлов, сосудов, трубопроводов пара и горячей воды, регистрируемых в органах Госгортехнадзора, принимается Госгортехнадзором на основании заключения о экспертном техническом диагностировании, выполненном специализированным предприятием [ 45, 46].

Решение о дальнейшей эксплуатации теплотехнического оборудования, нерегистрируемого в органах Госгортехнадзора, принимается комиссией, созданной на предприятии (РНУ), на основании заключения специализированной организации по результатам экспертного технического диагностирования.

Работоспособность насосов, вентиляторов, дымососов, их электродвигателей и арматуры, их остаточный ресурс оцениваются на основании критериев, приведенных в соответствующих разделах настоящего РД. Техническое обслуживание и ремонт приборов КИПиА проводятся по графику ППР. Фильтры, деаэраторы и т.п. также подлежат обслуживанию по графику ППР.

9.4. Нормативы технического обслуживания и ремонта

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

Периодичность ремонта котельно-вспомогательного оборудования зависит от его функций в составе котельной установки, конструктивных особенностей и условий эксплуатации (таблица 9.1).

Таблица 9.1. Периодичность ремонта котельно-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 не реже чем через каждые 4 года, а гидравлическое испытание - не реже чем через каждые 8 лет.

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

В нормах трудоемкости ремонта паровых и водогрейных котлов и котельно-вспомогательного оборудования учтены все виды ремонтных работ слесарные, станочные, обмуровочные, теплоизоляционные (таблица 9.2).

Таблица 9.2. Нормы трудоемкости ремонта котлов 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 резерва комплектующих изделий и запасных частей котлов и котельно-вспомогательного оборудования приведены в таблице 9.3 на ремонт пяти единиц однотипного оборудования.

Таблица 9.3. Нормы расхода на ремонт и резерва комплектующих изделий и запасных частей котлов и котельно-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 техническому обслуживанию и ремонту разработаны для:

технологических трубопроводов;

оборудования системы водоснабжения: насосов, артскважин, натрийкатионовых фильтров, бактерицидных установок, емкостей для хозяйственно-производственного запаса воды, запорной арматуры, сетей наружного водопровода;

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

трубопроводов горячей воды и пара;

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

Все трубопроводы, подлежащие регистрации в местных органах Госгортехнадзора, должны иметь паспорта с техническими характеристиками, в которые эксплуатационным персоналом записываются обнаруженные дефекты и производимые ремонтные работы.

10.2. Система канализации

На НПС, как правило, существуют две системы канализации:

производственно-ливневая;

хозяйственно-бытовая.

Производственно-ливневая канализация относится к категории взрывопожароопасных объектов.

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

Присоединение трубопроводов одной системы канализации к другой не допускается.

10.2.1. Контроль работоспособности

Контроль работоспособности системы канализации включает наружный и внутренний осмотр состояния системы.

Наружный осмотр проводится не реже 1 раза в месяц, внутренний - два раза в год, преимущественно весной и осенью.

При наружном осмотре проводится проверка:

исправности и чистоты смотровых колодцев, наличия и плотности прилегания крышек люков; целостности люков; 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 отвода промстоков из помещения насосной, а также осмотр емкости, дренажных приямков, дренажных решеток.

При внутреннем осмотре проводятся:

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

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

10.2.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы канализации производятся: удаление грязи, снега, льда, посторонних предметов из смотровых колодцев, восстановление плотности прилегания крышек люков; очистка дренажной решетки от задержанных сбросов; разборка завалов на трассе и в местах расположения колодцев; восстановление исправности сбросового оголовка канализационного коллектора, при необходимости очистка устья от ила и посторонних предметов; удаление грязи с запорной арматуры, подтяжка сальников.

10.2.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте системы 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, замена отдельных деталей или полная замена задвижек, покраска; замена неисправной дренажной решетки; зачистка емкости бака накопителя; замена прокладки гидрозатвора; заделка раструбов гидрозатвора; штукатурка колодцев с гидрозатвором; полная или частичная переукладка отдельных участков сети в связи с наметившимися разрушениями или просадками труб.

10.2.4. Профилактические и аварийные очистки системы канализации

Для сохранения расчетной пропускной способности труб и коллекторов системы канализации необходимо осуществлять профилактические и аварийные прочистки канализационной системы от осевших в ней осадков.

Профилактическая очистка канализационного коллектора проводится в соответствии с планом подготовки к зиме. Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны прочищаются чаще.

Основными способами прочистки труб канализационных сетей приняты следующие:

гидравлический - промывка водой;

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

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

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

10.3. Система водоснабжения

10.3.1. Контроль работоспособного состояния системы водоснабжения

Система водозабора, подачи, распределения и подготовки питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей водой, отвечающей требованиям ГОСТ 2874-82 [ 14], СанПиН 2.1.4.559-96 [ 47].

Обслуживание установок по подготовке питьевой воды осуществляется в соответствии с Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест [ 15].

Эксплуатация и обслуживание артезианских скважин осуществляется согласно инструкции по эксплуатации, которую обязана составить и приложить к исполнительной документации организация, соорудившая артезианскую скважину.

Контроль работоспособности артскважин проводится один раз в месяц, при этом осуществляются:

замер эксплуатационного дебита, м3/ч;

замер положений динамического и статического уровней, м;

химический и бактериологический анализ воды (один раз в месяц, если нет специальных указаний органов санитарного надзора);

анализ содержания в воде взвешенных частиц (песка, ила, глины и пр.) не более 2 % (при заметном увеличении содержания - не реже двух раз в месяц).

Признаками неработоспособности артскважины являются: уменьшение дебита; изменение динамического и статического уровня; ухудшение химических и бактериологических качеств воды.

При проявлении одного из выше перечисленных признаков неработоспособности скважин необходимо установить причину и устранить ее.

Причинами уменьшения дебита скважины являются:

неисправность насосного агрегата; занос песком водоприемной части скважины; закупорка отверстий фильтра отложениями солей и цементация пор породы вокруг фильтра.

Основными причинами понижения статического уровня в скважине являются:

влияние работы близлежащих скважин;

естественное снижение уровня воды в эксплуатируемом водоносном горизонте.

Ухудшение химических и бактериологических качеств воды может произойти от проникновения в скважину или водоносный горизонт агрессивных или загрязненных вод через устье скважины, по затрубному пространству из вышележащих водоносных пластов, а также из-за незатампонированных соседних скважин.

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

Контроль работоспособного состояния водопровода производится при наружном осмотре и профилактическом обслуживании системы водоснабжения.

Наружный осмотр трасс водопровода и проверка действия сооружений и оборудования проводятся не реже одного раза в два месяца.

Профилактическое обслуживание системы водоснабжения осуществляется не реже двух раз в год, как правило, в осенний и весенний периоды.

При наружном осмотре проводится проверка: водяных насосов (чистка и смазка подшипников, осмотр торцовых уплотнений, проверка затяжки болтов крепления); оборудования артскважины (обратного клапана, задвижки, водомера и т.д.); натрийкатионового фильтра, его герметичности и работы; бактерицидной установки, ее герметичности и работы; емкости, ее герметичности; сетей водопровода, (выявление негерметичности); исправности смотровых колодцев, наличия крышек люков; обследование оголовка водоприемника; состояния самотечных и сифонных трубопроводов путем сопоставления уровней воды в береговом колодце и водоеме (увеличение разности в уровнях и вынос осадка в колодец являются признаками засорения трубопроводов).

На основании результатов наружного осмотра и профилактического обслуживания оборудование системы водоснабжения выводят в текущий или капитальный ремонт.

10.3.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы водоснабжения производятся: подтяжка торцового уплотнения, затяжка болтов крепления, центровка водяных насосов; замена эластичных элементов соединительной муфты; подтяжка сальникового уплотнения запорной арматуры артскважины, удаление грязи; устранение негерметичности натрий-катионового фильтра; устранение негерметичности бактерицидной установки; покраска емкости; удаление грязи из смотровых колодцев, установка отсутствующих крышек люков; устранение негерметичности водопровода, замена отдельных участков трубопроводов в размере не более 20 % протяженности.

10.3.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте системы водоснабжения производятся: ремонт насоса со вскрытием, разборкой торцового уплотнения, заменой сальниковых уплотнений, проверкой состояния рабочего колеса и вала, их заменой при необходимости; центровка насоса; набивка сальников, замена отдельных деталей узлов запорной арматуры; очистка и промывка натрийкатионового фильтра; удаление осадков из емкости; смена люков, крышек колодцев водопровода; ремонт ходовых скоб, лестниц, горловин колодцев водопровода; устранение негерметичности водопровода; демонтаж пришедшего в негодность и прокладка нового трубопровода, замена арматуры, фланцев, прокладок сальниковых компенсаторов, замена подвижных и неподвижных опор, полное восстановление антикоррозионного покрытия и термоизоляции, гидравлическое испытание со сдачей местным органам Госгортехнадзора.

10.4. Трубопроводы горячей воды и пара

10.4.1. Контроль работоспособности

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

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

Плановый контроль трубопроводов горячей воды, незарегистрированных в Госгортехнадзоре, проводится не реже одного раза в два года, при этом осуществляются:

проверка герметичности сварных швов и фланцевых соединений; осмотр состояния теплоизоляции и антикоррозионного покрытия; регулировка отопительной системы (один раз в год перед отопительным сезоном или, при необходимости, в случае отклонения режима работы системы); проверка плотности прилегания крышек, герметичности арматуры и работы измерительных приборов водоподогревателей.

Трубопроводы пара и горячей воды, зарегистрированные в Госгортехнадзоре, подвергаются техническому освидетельствованию в сроки, предусмотренные правилами Госгортехнадзора.

В случае выявления неисправностей при испытаниях, оперативных и плановых контролях, технических освидетельствованиях трубопроводы горячей воды и пара могут быть выведены в текущий или капитальный ремонт.

10.4.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

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

10.4.3. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся: восстановление теплоизоляции и антикоррозионного покрытия; демонтаж пришедшего в негодность и прокладка нового трубопровода; замена арматуры, фланцев, прокладок сальниковых компенсаторов; полное восстановление теплоизоляции и т.д.

После капитального и текущего ремонтов трубопроводы пара и горячей воды должны быть испытаны в объеме, установленном «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» [ 9].

10.5. Очистные сооружения

10.5.1. Контроль работоспособности

Система отвода и очистки сточных вод должна обеспечивать предупреждение отвода с сооружений НПС воды, не отвечающей по своим показателям требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водами» [ 16].

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

Эксплуатация, контроль технологических параметров, обслуживание и ремонт очистных сооружений производится согласно инструкции по эксплуатации, а также СНиП 2.04.03-85 [ 48] и действующих нормативно-технических документов.

10.5.1.9. По результатам проведения контроля работоспособного состояния очистные сооружения выводятся в текущий или капитальный ремонт.

10.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта

10.6.1. Периодичность ремонта приведена в таблице 10.2.

Таблица 10.2. Периодичность ремонта 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 трубопроводов из полиэтиленовых труб, гуммированных и футерованных винипластом, полиэтиленом и фторопластом и пр., приравнивается к периодичности ремонта трубопроводов из стальных труб внутренних и наружных сетей с коэффициентом 0,75.

10.6.2. Нормы трудоемкости ремонта сварных трубопроводов различного назначения и условий прокладки и рассчитанных на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2) приняты без учета ремонта промышленной трубопроводной арматуры, земляных и строительных работ и приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Нормы трудоемкости ремонта трубопроводов 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 ремонта наружных трубопроводов приведена без учета земляных и строительных работ.

При пользовании нормами трудоемкости учитывается:

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

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

трудоемкость ремонта трубопроводов из газовых труб, смонтированных на фиттингах, определяется с коэффициентом 0,85.

Для технического обслуживания трубопроводов и арматуры на каждую рабочую смену планируется трудоемкость в размере 8 % трудоемкости текущего ремонта.

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

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

Таблица 10.4. Нормы расхода на ремонт и резерва 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 ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ

Каждое предприятие с учетом основных требований настоящего раздела должно организовать сбор информации и определение показателей надежности для всего механо-технологического оборудования. Фактические показатели надежности учитываются при определении периодичности диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов, а также в планировании работ по совершенствованию и модернизации оборудования или его замене.

Автоматизированные сбор, обработка, хранение и выдача информации о надежности работы механо-технологического оборудования НПС должны осуществляться с учетом разработки и внедрения единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) объектов и сооружений нефтепроводов АК «Транснефть».

11.1. Сбор информации

11.1.1. Информация о надежности подразделяется на базовую, входящую и выходящую.

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

данные о номенклатуре установленного, эксплуатируемого и имеющегося в резерве механо-технологического оборудования НПС;

данные о технологических схемах и режимах НПС;

сведения о номинальных параметрах и характеристиках оборудования НПС;

сведения о наработке и фактических характеристиках устанавливаемого (нового) оборудования или вводимого в эксплуатацию после ремонта;

периодически фиксируемые технико-экономические показатели оборудования;

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

11.1.3. Входящая информация должна содержать:

сведения о фактических эксплуатационных параметрах механо-технологического оборудования;

данные об отказах, времени и трудозатратах на проведение ремонтных работ;

сведения о стоимости выполненных в отчетном периоде ремонтных работ;

сведения об изменениях состава и размещения оборудования.

11.1.4. Эксплуатационные параметры механо-технологического оборудования, подлежащие обязательному контролю, определяются в соответствии с эксплуатационной и ремонтной документацией на каждый вид оборудования. Данные о параметрах, результатах проведения, диагностики и неразрушающего контроля, испытаний оборудования должны регистрироваться в журналах учета работы оборудования с периодичностью, предусмотренной эксплуатационной документацией, а также приводимой в разделах настоящего РД.

11.1.5. Отказом оборудования является любое нарушение работоспособности, приводящее к его остановке или снижению технико-экономических показателей по сравнению с установленными в нормативно-технической документации.

11.1.6. Технологические остановки оборудования, а также остановки, связанные с проведением технического обслуживания, планово-предупредительных ремонтов, испытаний после модернизации к отказам не относятся и при расчете показателей надежности не используются. Остановки и незапуски насосного агрегата (НА) в течение 8 ч после проведения текущего и 72 ч - капитального ремонтов отказами не считаются. Они учитываются при оценке качества выполненных ремонтов.

11.1.7. Повторный вывод оборудования в ремонт в течение первого месяца его работы после окончания капитального (текущего) ремонта считается отказом.

11.1.8. Конкретные виды механо-технологического оборудования (насосы, регуляторы давления, устройства гашения ударной волны, фильтры-грязеуловители, емкости утечек, оборудование котельной, запорная арматура и др.), по которым собирается и регистрируется информация по отказам, определяются специальным приказом (решением) АО МН.

11.1.9. Для возможности оценки влияния пусков (включений) на надежность работы оборудования и изменение его параметров следует вести учет числа пусков (включений).

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

11.1.11. Сбор информации об отказах и наработках оборудования должен производиться непрерывно с начала его эксплуатации с помощью средств АСУ, а при их отсутствии - персоналом НПС.

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

Ответственность за правильность учета аварий и отказов в ра боте, своевременное представление в вышестоящую организацию актов расследования и сведений об отказах, а также хранение журнала учета аварий и отказов, актов расследований возлагается на лицо, ответственное за эксплуатацию механо-технологического оборудования предприятия.

11.1.12. Предприятия должны обеспечить достаточно полное и своевременное заполнение эксплуатационной и ремонтной документации сведениями об отказах, неисправностях, объемах ремонтов.

11.2. Порядок обработки эксплуатационной информации о надежности

11.2.1. Обработка эксплуатационной информации о надежности производится в следующем порядке:

первичная обработка информации и формирование выборок;

определение показателей надежности;

анализ показателей надежности, выявление так называемого слабого звена оборудования.

11.2.2. Календарная продолжительность наблюдений для определения показателей надежности должна составлять не менее двух лет либо приниматься равной межремонтному периоду при условии, что за это время зарегистрировано три-четыре отказа.

11.2.3. Первичная обработка информации.

За установленный период наблюдений в БД должны быть следующие сведения:

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

суммарная наработка оборудования за период наблюдений, а также узлов (деталей), наработка которых регламентирована другими НТД;

результаты периодических контролей технико-экономических показателей объекта;

данные о числе пусков;

суммарная наработка оборудования с начала эксплуатации и момента проведения последнего ремонта.

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

Информация о наработках между отказами необходима для определения наработки оборудования за период наблюдений, а также средней наработки на отказ.

Данные о количестве пусков используются при оценке работы ремонтных служб, а также возможного влияния пусков на надежность работы НА.

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

11.2.4. Определение показателей надежности

11.2.4.1. Средняя наработка оборудования на отказ Т рассчитывается по формуле

,                                                       (11.1)

где     r - суммарное число 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 качестве показателя, позволяющего оценить степень влияния частоты пусков на надежность НА, 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 время работы НА в часах (наработка) за отчетный период τк .

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

Минимальная величина средней наработки какого-либо узла оборудования на отказ учитывается при определении периодов проведения диагностических контролей. Данные о фактических показателях надежности, а также результаты диагностических контролей и испытаний используются при корректировке сроков и объемов проведения плановых ремонтов оборудования.

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

12.1. Принципы организации и проведения работ по выводу НПС в резерв

При временном выводе НПС из эксплуатации в резерв ее оборудование должно подвергаться техническому обслуживанию и ремонту в объеме, зависящем от категории резервирования объекта.

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

После принятия решения о консервации для данной НПС разрабатывается технологический регламент по проверке и обеспечению работоспособности ее оборудования и систем. При консервации оборудования НПС следует руководствоваться ГОСТ 9.014-78 [ 17] и ГОСТ 23216-78 [ 18].

Технологический регламент должен состоять из следующих разделов:

общая характеристика оборудования НПС, оценка его технического состояния и остаточного ресурса;

определение перечня оборудования и систем НПС, подлежащих консервации или демонтажу;

определение перечня оборудования и систем, подлежащих реконструкции;

технология консервации оборудования, подготовки поверхности;

способы консервации оборудования и систем;

материалы, применяемые при консервации;

нормы расхода защитных материалов;

контроль качества консервации;

определение количества защитных средств, химреагентов, специнструмента, техники, приспособлений для проведения работ по консервации;

трудоемкость работ по выводу НПС в резерв, определение сроков консервации объекта;

определение состава бригады по консервации объекта, квалификации привлекаемого дополнительно персонала;

техническое обслуживание и контроль состояния оборудования на законсервированной НПС. Функционирование отдельных объектов (котельная, больница и пр.), находящихся на балансе НПС. План-графики осмотров, проверок, обкатки, испытаний оборудования и систем. Численность и квалификация обслуживающего персонала. Трудоустройство сокращаемого персонала НПС;

ремонт оборудования и систем на законсервированной НПС;

устранение дефектов в защитном материале, выявленных при осмотрах и проверках;

переконсервация оборудования НПС;

расконсервация оборудования НПС;

проверка оборудования на работоспособность и обкатка до вывода на рабочий режим;

техника безопасности и охрана окружающей среды при проведении работ на законсервированном объекте;

пожарная безопасность на законсервированной НПС;

охрана законсервированных НПС.

Технологический регламент разрабатывается службами РНУ с привлечением специалистов по защите от коррозии и может содержать дополнительные разделы, связанные с экономической оценкой целесообразности консервации НПС в зависимости от выбранной технологии.

На основании технологического регламента для каждого вида оборудования составляются технологические карты консервации, хранения, осмотров оборудования с указанием рабочих параметров до консервации, технологических операций по подготовке поверхности к консервации, графиков осмотров, проверок, мероприятий при осмотре, требований по переконсервации и расконсервации. Для законсервированной НПС составляется технический паспорт, включающий технологические карты на законсервированное оборудование, план-графики осмотров, проверок, ремонта оборудования и систем, оставшихся в работе, перечень демонтированного оборудования и систем с указанием мест хранения, порядок ввода объекта в эксплуатацию, порядок действия персонала при аварийных ситуациях и пр., эксплуатационную документацию с указанием реконструированных объектов и актом на изменение категории электроснабжения, согласованным с представителями энергосетей района.

Для вывода НПС в резерв приказом по АО МН создается комиссия в составе: представитель или доверенное лицо АК «Транснефть»; представители проектной организации и АО МН, в ведении которого находится нефтепровод; главный инженер районного управления; старший инженер выводимой в резерв НПС; инженеры всех служб НПС; инженер по технике безопасности; представители Госгортехнадзора, службы энергосетей района, связи, службы пожарной охраны и ВОХР, комитета охраны окружающей среды; при необходимости, представители других организаций (НИИ, заводов-изготовителей отдельных изделий и т.д.).

Консервация и выполнение всех технологических мероприятий выполняется личным составом НПС или специально подготовленных подразделений АО МН. Персонал, выполняющий вывод в резерв оборудования, должен ясно представлять технологические особенности выбранного варианта консервации, химические свойства веществ, применяемых для подготовки поверхностей и консервации и др.

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

К оборудованию и системам НПС, оставленным в эксплуатации, относятся:

система отопления (котельная, теплосети, приточная вентиляция в ЗРУ для блочно-модульных станций). В случае опорожнения резервуаров и технологических трубопроводов для снабжения топливом котельной, работающей на нефти, необходимо предусмотреть прокладку трубопровода от магистрального нефтепровода; система водоснабжения (артезианские скважины с насосами первого и второго водоподъема); система канализации (промышленная и фекальная) с очистными сооружениями; система приточной вентиляции электрозала основной и подпорной насосной с насосами горизонтального исполнения; система пенного пожаротушения (при наличии нефти в технологических трубопроводах и резервуарах) и система водяного пожаротушения с колодцами и гидрантами; система охранной сигнализации.

К механо-технологическому оборудованию и системам, подлежащим консервации, относятся:

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

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

Выведенное из эксплуатации оборудование подлежит плановым осмотрам и проверкам по графикам, утвержденным главным инженером РНУ. При этом осуществляются подновление защиты, оценка технического состояния элементов, оборудования в целом (без общей расконсервации), его работоспособности; возможен ремонт и переконсервация (таблица 12.1).

Техническое обслуживание и ремонт механо-технологического оборудования, законсервированного или оставленного в работе на временно выведенной из эксплуатации НПС, осуществляется вахтовым персоналом.

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

При выводе НПС из резерва необходимо выполнить комплекс мероприятий, связанных с расконсервацией оборудования, проверкой его работоспособности и обкаткой до вывода на рабочий режим. Расконсервация включает в себя разгерметизацию, удаление упаковки и средств защиты в соответствии с принятой технологией консервации.

При расконсервации насосов обязательна ревизия подшипников, концевых уплотнении вала. Заключение о работоспособности насосов выдается после их испытаний, которые включают кратковременный пуск и испытание на рабочем режиме в течение двух часов. При этом проверяют уровень вибрации согласно нормам. Магистральные насосы считаются принятыми в эксплуатацию после испытаний их в рабочем режиме в течение четырех часов. Основные и вспомогательные насосы подлежат проверке на работоспособность после того, как их двигатели были подготовлены к запуску.

Устранение дефектов, обнаруженных при периодических осмотрах или перед вводом оборудования в эксплуатацию, осуществляется вахтовым персоналом законсервированной НПС или аварийной бригадой РНУ. Состав аварийной бригады для производства работ на законсервированной НПС определяется объемом и категорией сложности восстановительных работ. Обязательно наличие в бригаде инженера-механика, инженера-энергетика, инженера КИП, слесарей по ремонту технологических установок 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 является овладение смежными профессиями. В технологических картах консервации отмечаются дата и время устранения дефектов.


Таблица 12.1. Периодичность и типовой объем работ при техническом обслуживании механо-технологического оборудования и сооружений 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 маслоси стемы

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

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

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

13.2. Эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт оборудования нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов следует проводить в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [ 19 ], «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [ 20 ], «Правил пожарной безопасности при эксплуата ции магистральных нефтепродуктопроводов» [ 21], «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» [ 22] и настоящего Руководства.

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

13.4. Работники ремонтных цехов и участков должны обеспечиваться согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты (СИЗ), спецодеждой, спецпитанием. Выдаваемые спецодежда и спецобувь должны отвечать требованиям ГОСТ 12.4.011-89 [ 23].

13.5. Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных помещений и на территории НПС должны соответствовать значениям, указанным в ГОСТ 12.1.003-83 [24]. Зоны с уровнем звука или эквивалентным уровнем звука выше 85 дБ должны быть обозначены 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 на рабочих местах не должны превышать значений, указанных в ГОСТ 12.1.012-90 [ 27].

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13.18. Запрещается пуск насосов, частично заполненных жидкостью.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13.24. Эксплуатация и ремонт котлов, пароподогревателей и экономайзеров должны производиться в соответствии с требованиями [ 8, 9, 22].

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

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

13.25. При производстве работ по консервации необходимо соблюдать требования ГОСТ 12.1.005-88 [ 30], методических указаний Минздрава России, при использовании ингибиторов коррозии - санитарных норм СН 245-71 [ 31].

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

ПЕРЕЧЕНЬ
нормативно-технических документов, использованных при разработке настоящего РД

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

14. ГОСТ 2874-82. Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством.

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

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

17. ГОСТ 9.014-78. ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования.

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

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

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

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

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

23. 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. Общие технические 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 грузоподъемных кранов. - М.: НПО ОБТ, 1994.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

39. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С). НПО ОБТ, Москва, 1992.

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

41. РД 10-69-94 . Типовые технические условия на ремонт паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. Утв. Госгортехнадзором РФ 4.07.94 г.

42. РД 10-16-92 . Методические указания по обследованию предприятий, эксплуатирующих паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды. Постановление Госгортехнадзора России от 30.12.92 № 39 НПО ОБТ, Москва, 1993.

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

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

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

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

47. СанПиН 2.1.4.559-96 . Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Госкомсанэпиднадзор России. М.: 1996.

48. СНиП 2.04.03-85 . Канализация. Наружные сети и сооружения.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(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 их проявления

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

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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)

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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) F 0

Рад.

Конкретная опора

Малая зависимость

 

Невелика

Подшабривание, замена масла, регулировка масляной перемычки

Прецессия вала под влиянием масляного клина

3.2. Неравномерная (неправильная) смазка подшипника

F 0 / 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

k ∙ F 0 /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∙ F 0 ∙ u /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

F 0

Рад.

ППД+ППН

Не зависит

Про порциональна 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∙ F 0 , 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)

k ∙ F 0 ∙ z , 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

F 0

Верт.

Конкретная опора

Не зависит

От Q - H ,
от N

 

 

Симметричное ослабление жесткости установки

5.1.2. Отставание подшипниковой опоры по краям

F 0

Гориз.

Конкретная опора

Не зависит

От Q - H ,
от N

 

 

 

5.1.3. Одностороннее отставание подшипниковой опоры

k ∙ F 0 , 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

k ∙ F 0 , 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)

k ∙ F 0 , 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

2 F 0

Рад. Осев.

ппд+зпд

Не зависит

Пропорционально убывает с увели чением 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

2 Fсети

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 пульса ций тока растет с увеличением нагрузки

Воспроизводимая

Устранение обрывов обмотки ротора; проверка кон тактов решетки ротора, проверка, щеточных цепей

При выключении питания двигателя вибрация мгно венно 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

2 Р ∙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

F 0

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

k ∙ F 0 ,

где k = 1, 2, 3

Рад.

ЗПН

Не зависит

 

 

Доработка опорной шейки и вкладыша подшипника

 

8.2. Большой зазор в подшипнике, ослабленное внутреннее кольцо

F 0

Рад.

ЗПН

Не зависит

 

 

Замена подшипника

 

8.3. Овальность и конусность колен

2 F 0

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 валов и 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 К ЭКСПЛУАТАЦИИ И ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

Межремонтная наработка и периодичность плановых диагностических проверок работоспособности насосных агрегатов во многом определяются надежностью торцовых уплотнений. На их долю приходится наибольшее количество отказов (до 25-30 %) из всех приводящих к аварийной остановке насосов.

Для улучшения показателей работоспособности насосных агрегатов рекомендуется выполнять также и следующие организационно-технические мероприятия: подготовку торцовых уплотнений к монтажу и диагностирование в процессе эксплуатации.

В.1. Порядок подготовки торцовых уплотнений к эксплуатации

В качестве материала резиновых уплотнений - наименее надежных деталей торцовых уплотнений, рекомендуется применять фторо-каучуковую резину ИРП-1225, обладающую хорошими механическими и физико-химическими свойствами.

На складе резиновые детали должны храниться в темном месте при комнатной температуре и отсутствии паров агрессивных жидкостей не более 6 лет.

Непосредственно перед установкой в уплотнение необходимо полностью осмотреть резиновые кольца и манжеты, растягивая их примерно на 10 %. Облой, трещины, каверны, царапины, пучения на резиновых деталях, овальность сечения кольца не допускаются.

Натяг манжеты в уплотнении типа УНИ определяется выдавливанием аксиально-подвижной втулки из собранного уплотнения. После полного их разъединения манжета должна остаться в корпусе, контакт резины с металлом должен быть по всему периметру.

Проверяется также свободный ход аксиально-подвижной втулки в корпусе уплотнения без манжеты для уплотнений УНИ или без кольца для уплотнений ТМ.

Контактные пары из силицированного графита или материала на основе карбида вольфрама должны быть притерты на притирочных плитах до шероховатости R а = 0,160 мкм и плоскостности 0,0006 мм.

Плиты по мере износа пришабриваются или заменяются, в противном случае их поверхность теряет плоскостность. 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 или маловязкого масла, возможно также использование алмазного порошка или карбида бора зернистостью от М40 до М14 ГОСТ 9206-80. При необходимости проводится тонкая доводка пастами АСМ 10/7 и АСМ 7/5 или алмазными порошками, карбидом бора М10 и М5.

Контроль качества поверхностей контактных пар производится одним из следующих способов.

Наиболее точен и трудоемок контроль по специальным приборам: профилометрам и профилографам-профилометрам. Плоскостности поверхности контролируются стеклянными пластинами по интерференции света или поверочной лекальной линейкой класса точности 0 по ГОСТ 8026-92.

Чаще пользуются простейшими способами контроля качества притирки:

первый способ - насухо вытертые контактные кольца прикладываются рабочими поверхностями друг к другу. По плоскости контакта просветы не допускаются. Далее кольца плотно сдавливают руками и после этого держат горизонтально верхнее кольцо. Нижнее кольцо при этом должно держаться за счет сил сцепления;

второй способ - вытирают насухо кольцо и притирочную плиту. Затем кольцо кладут рабочей поверхностью на плиту и с силой надавливают, слегка проворачивая (примерно на 5-10°) кольцо вокруг оси. На плите должен остаться равномерный кольцевой след без каких-либо «проплешин»;

третий способ также требует вытирания пар досуха. Затем на всю рабочую поверхность одного кольца через 5 мм наносят риски графитовым карандашом. Далее оба кольца прикладывают друг к другу и с силой проворачивают одно относительно другого (на 5-10°). После чего все риски должны стереться. Притертая поверхность не должна иметь трещин, раковин или каверн.

Притертые кольца требуют очень осторожного обращения, их можно класть либо рабочей поверхностью на чистую ткань, либо рабочей поверхностью вверх. Лучше всего хранить контактные кольца в паре, рабочей поверхностью друг к другу.

Предварительно упрочненная поверхность аксиально-подвижной втулки, сопрягаемая со вторичными уплотнениями (манжета в уплотнении УНИ и кольцо в уплотнении ТМ), полируется до шероховатости R а = 0,63-1,0 мкм.

Для изготовления штифтов применяется специальная проволока из стали марок, оговоренных чертежно-конструкторской документацией на уплотнения. Применение электродов не допускается.

Перед монтажом на насос торцовое уплотнение в сборе должно быть обкатано на стенде. Обкатке и испытанию должно подвергаться все уплотнение целиком. Обкатка только пары трения или, наоборот, только корпуса уплотнения недопустима. После обкатки детали уплотнения скрепляются для исключения случайной разукомплектации, заполняется паспорт с указанием даты испытания, фамилии и подписи слесаря, проводившего обкатку. Если уплотнение собирают из деталей, ранее обкатанных, то вновь собранное уплотнение обкатывается заново.

Если уплотнение выдержало обкатку, но после снятия со стенда на парах трения появились цвета побежалости, или видно, что контакт осуществлялся не по всей расчетной площади (наличие блестящих пятен или узких блестящих колец при различных углах освещения), то пары необходимо заново притереть и обкатать. Если уплотнение выдержало обкатку и после снятия со стенда не было замечено в нем никаких дефектов, его можно устанавливать на насос.

Монтаж уплотнения на насос проводится под контролем квалифицированного специалиста. Монтажный размер, указанный в паспортах на уплотнения, должен быть выдержан. Контакты пар перед монтажом смазываются маслом для предотвращения выпадения из обоймы.

Паронитовая прокладка между корпусом и крышкой насоса должна быть заподлицо или выступать на величину до 0,5 мм. После установки проверяются размеры для контроля соприкосновения контактных пар.

При монтаже торцового уплотнения проверяются индикатором часового типа торцовое и радиальное биение вращающегося кольца. Торцовое и радиальное биение не должно превышать 0,05 мм.

Нажимной фланец при затягивании не должен упираться в корпус насоса, в противном случае возможно недостаточное уплотнение корпуса торцового уплотнения по корпусу насоса.

После монтажа уплотнения и установки подшипников вал насоса проворачивают на 3-5 оборотов. После опрессовки насоса и сохранения герметичности при обкатке насоса в течение не менее 10 мин. уплотнение считается готовым к работе.

В.2. Рекомендации по контролю технического состояния торцовых уплотнений при эксплуатации насосов

При диагностировании торцовых уплотнений насоса помимо величины утечек и визуальной оценки технического состояния осуществляются замеры температуры торцового уплотнения с помощью термодатчика и температуры нефти в насосе (на входе в камеру торцовых уплотнений).

Контроль работоспособности торцовых уплотнений основан на сравнении температур обоих уплотнений между собой и их изменении во времени.

При этом в обоих торцовых уплотнениях насоса через определенный интервал времени измеряется температура на задней стенке невращающегося контактного кольца. Каждое значение температуры на торцовом уплотнении сравнивается с предельно допустимым, при достижении предельного значения выдается сигнал на остановку насосного агрегата. Если значения температуры на торцовом уплотнении не превышают предельных, то проводится анализ изменения температуры на каждом торцовом уплотнении и по отношению друг к другу. Если значения температуры на обоих торцовых уплотнениях постоянны во времени и равны друг другу, то работа узлов торцовых уплотнений является нормальной. Если на одном торцовом уплотнении значение температуры во времени постоянно, а на втором уплотнении растет, то во втором уплотнении обнаружен режим сухого трения, который может быть вызван нарушением геометрии контакта, засорением части системы охлаждения, относящейся к этому уплотнению (например, импеллера) и другими причинами. Если на одном уплотнении значение температуры во времени постоянно, а на втором уплотнении падает, то второе уплотнение неработоспособно. Эта неработоспособность может быть вызвана заклиниванием аксиально-подвижной втулки, если температура упала до значения температуры нефти в насосе.

Причинами незначительного падения температуры являются утечка через резиновые уплотнения или утечка через контакт пары трения. Если температура на первом уплотнении повышается, а на втором - понижается или постоянна, то неработоспособен радиально-упорный подшипник, причем осевая нагрузка действует на первое уплотнение и может его разрушить. Если температуры на обоих уплотнениях повышаются, то неработоспособна система охлаждения (например, из-за засорения или износа импеллера). Если значения уплотняемого давления и температуры основного потока жидкости не постоянны, то поставленный диагноз носит предварительный характер. Если при этом диагностируется отказ, то выдается предупредительный сигнал, а не сигнал на аварийную остановку. Если режим по указанным параметрам постоянный, то при диагностировании отказа выдается сигнал на аварийную остановку насосного агрегата.

Указанный метод диагностирования реализуется простым устройством на центробежных насосах двухстороннего всасывания, имеющих два торцовых уплотнения вала. Устройство содержит два датчика температуры в торцовых уплотнениях и датчик температуры и давления перекачиваемой жидкости на входе в насос (или в камере торцовых уплотнений), искробезопасные блоки, коммутирующие сигналы и сопрягаемые с системой автоматики НПС или АСУ ТП, или входом какой-либо ПЭВМ.

В качестве термопар можно использовать, применяемые в оборудовании НПС хромель-копелевые термопары, а датчиков давления - преобразователи давления типа «Минитран».

Как правило, в обвязке насосов восьмиканальными устройствами сигнализации СТ-136М, как минимум, два канала на каждый насос не задействованы. Эти каналы можно использовать для подключения к датчикам температуры, в качестве которых рекомендуется использовать термометры сопротивления ТСМ-0979 градуировки 50 М. С учетом результатов опытной эксплуатации таких систем в качестве контрольного и предельного значений температуры в торцовых уплотнениях необходимо установить соответственно 105 и 130 °С для уплотнений типа ТМ-120М, 95 и 105 °С для уплотнений типа УНИ.

Реализация метода также возможна на НПС с венгерской автоматикой типа AVH - MINITAK .

При внедрении метода необходимо также учитывать температуру нефти и давление на входе в насосы, которые фиксируются в существующей системе телемеханики. Поэтому использование этих параметров не потребует дополнительных работ.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(обязательное)

ЗАЗОРЫ В ЩЕЛЕВЫХ УПЛОТНЕНИЯХ РОТОРА НАСОСА

Насосы типа НМ

Типоразмер насоса

Зазоры, мм

А

Б

В

норм.

норм.

норм.

НМ 10000-210

0,12-0,210

0,4-0,5

0,25-0,33

НМ 7000-210

0,12-0,21

0,4-0,5

0,25-0,33

НМ 5000-210

0,08-0,16

0,25-0,38

0,25-0,33

НМ 3600-230

0,080-0,210

0,25-0,34

0,25-0,33

НМ 2500-230

0,080-0,210

0,25-0,5

0,25-0,33

НМ 1250-230

0,065-0,185

0,4-0,5

0,25-0,33

Насосы типа НМ
(секционные)

Типоразмер насоса

Зазоры, мм

А

Б

В

Г

Д

норм.

норм.

норм.

норм.

норм.

НМ 125-550 - НМ 710-280

0,10-0,18

0,08-1,2

0,22-0,27

0,22-0,27

0,25-0,30

Насосы типа НПВ

Типоразмер насоса

Зазоры, мм

А

Б

В

Г

Д

норм.

норм.

норм.

норм.

норм.

НПВ 1250-60

0,06-0,10

0,25-0,37

0,25-0,35

0,10-0,17

0,25-0,35

НПВ 2500-80

0,06-0,10

0,25-0,37

0,25-0,35

0,10-0,17

0,25-0,35

НПВ 3600-90

0,17-0,22

0,25-0,37

0,25-0,35

0,175-0,22

0,25-0,35

НПВ 5000-120

0,17-0,22

0,25-0,37

0,25-0,35

0,175-0,22

0,25-0,35

Насос типа 26 QLCM /2

Между какими деталями указывается зазор

Зазор, мм

Между корпусом первой ступени и сменными кольцами рабочего колеса

0,6-0,8

Между средней частью корпуса и сменными кольцами рабочего колеса

0,8-1,0

Между валом первой ступени и подшипником всасывающего раструба (нижнего и верхнего)

0,345-0,485

Между валом первой ступени и подшипником скольжения корпуса

0,345-0,485

Между валом первой ступени и защитной втулкой

Приблизительно 2

Между промежуточным валом и промежуточным подшипником корпуса

0,345-0,485

Между втулкой промежуточного вала и уплотнительной втулкой

0,230-0,333

Между втулкой промежуточного вала и защитной втулкой механического уплотнения

0,8-1,0

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения . 2

2. Эксплуатация и техническое обслуживание оборудования и сооружений НПС .. 3

2.1. Организация эксплуатации НПС .. 3

2.2. Порядок приемки и сдачи смены .. 4

2.3. Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений в период эксплуатации НПС .. 5

3. Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС .. 6

3.1. Основные понятия. Термины и определения . 6

3.2. Структура системы технического обслуживания и ремонта оборудования. Общие положения . 7

3.3. Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС .. 9

3.4. Порядок передачи в ремонт и приемки из ремонта оборудования . 12

3.5. Нормативы трудоемкости работ при проведении технического обслуживания и ремонта оборудования НПС .. 13

3.6. Нормы расхода и резерва запасных частей на НПС и в обменном фонде БПО .. 14

3.7. Техническая документация . 14

4. Техническое обслуживание и ремонт магистральных, подпорных и вспомогательных насосов . 15

4.1. Общие положения . 15

4.2. Контроль работоспособности насосных агрегатов . 16

4.3. Выполнение регламентных работ . 23

4.4. Типовой объем работ по техническому обслуживанию .. 25

4.5. Типовой объем работ при текущем ремонте . 25

4.6. Типовой объем работ при среднем ремонте . 26

4.7. Типовой объем работ при капитальном ремонте . 26

4.8. Нормативы технического обслуживания и ремонта . 27

5. Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры объектов магистральных нефтепроводов . 29

5.1. Номенклатура оборудования . 29

5.2. Контроль работоспособности арматуры .. 29

5.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию .. 32

5.4. Типовой объем работ при текущем ремонте . 32

5.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте . 33

5.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта . 33

6. Техническое обслуживание и ремонт вспомогательных систем .. 34

6.1. Номенклатура оборудования . 34

6.2. Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения . 34

6.3. Техническое обслуживание и ремонт компрессоров . 36

7. Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных систем, электронагревательных установок . 40

7.1. Номенклатура оборудования . 40

7.2. Контроль работоспособности вентиляционных систем и электронагревательных установок . 40

7.3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию .. 41

7.4. Типовой объем работ при текущем ремонте . 41

7.5. Типовой объем работ при капитальном ремонте . 41

7.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта . 41

8. Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств . 42

8.1. Номенклатуры оборудования . 42

8.2. Технологические трубопроводы .. 42

8.3. Контроль работоспособности технологических устройств . 43

8.4. Блок регуляторов давления . 44

8.5. Системы сглаживания волн давления типа АРКРОН 1000 или УСВД 1220 Р . 44

8.6. Фильтры-грязеуловители . 45

8.7. Предохранительные клапаны .. 46

8.8. Система откачки утечек . 47

8.9. Нормативы технического обслуживания и ремонта . 47

8.10. Установки пожаротушения . 49

8.11. Емкости вспомогательных систем .. 50

9. Техническое обслуживание и ремонт котлов и котельно-вспомогательного оборудования . 50

9.1. Номенклатура оборудования . 50

9.2. Виды технического обслуживания и ремонта . 50

9.3. Контроль работоспособности теплотехнического оборудования . 51

9.4. Нормативы технического обслуживания и ремонта . 51

10. Техническое обслуживание и ремонт систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений, инженерных коммуникаций . 54

10.1. Номенклатура оборудования . 54

10.2. Система канализации . 55

10.3. Система водоснабжения . 56

10.4. Трубопроводы горячей воды и пара . 57

10.5. Очистные сооружения . 58

10.6. Нормативы технического обслуживания и ремонта . 58

11. Сбор, обработка эксплуатационной информации и определение показателей надежности . 59

11.1. Сбор информации . 60

11.2. Порядок обработки эксплуатационной информации о надежности . 61

12. Техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений законсервированных или временно выведенных из эксплуатации НПС .. 62

12.1. Принципы организации и проведения работ по выводу НПС в резерв . 62

12.2. Перечень основного и вспомогательного оборудования и систем НПС, остающихся в работе и подлежащих консервации при выводе НПС в резерв . 63

12.3. Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования на законсервированной НПС .. 64

12.4. Основные положения по техническому обслуживанию механо-технологического оборудования в период расконсервации НПС .. 64

13. Требования безопасности при эксплуатации и ремонте механо-технологического оборудования НПС .. 67

Перечень нормативно-технических документов, использованных при разработке настоящего РД .. 69

Приложение А Акт сдачи оборудования в ремонт . 71

Приложение Б Определение основных причин вибрации насосного агрегата по характеру их проявления . 72

Приложение В Рекомендации по подготовке торцовых уплотнений насосов к эксплуатации и диагностированию технического состояния . 77

Приложение Г Зазоры в щелевых уплотнениях ротора насоса . 79

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Гост 15150 Гост 8240 97 Гост бетон Календарный план Момент затяжки болтов Перечень работ повышенной опасности Периодичность технического обслуживания Плотность нефтепродуктов Рмг 29 99 Сварка арматуры гост Снип гаражи Состав рабочей документации Состав рабочей документации в строительстве Условные обозначения Швеллер сортамент