Допустимий рівень вібрації лпдс. Розробка рекомендацій щодо зниження впливу вібрації на організм слюсаря v розряду технологічних установок лпдс «перм» оао «північно-західні магістралі нафти. Загальні вимоги до вимірювань
Читайте також:
|
Вібродіагностика дозволяє контролювати технічний стан магістральних та підпірних агрегатів у режимі безперервного спостереження за рівнем вібрації.
Основні вимоги щодо контролю та вимірювання вібрацій насосних агрегатів:
1. Усі магістральні та підпірні насосні агрегати повинні бути оснащені стаціонарною контрольно-сигнальною віброапаратурою (КСА) з можливістю безперервного контролю в операторній поточних параметрах вібрації. Система автоматики НПС повинна забезпечувати світлову та звукову сигналізаціюв операторній при підвищеній вібрації, а також автоматичне вимкненняагрегатів при досягненні аварійного значення вібрації
2. Датчики контрольно-сигнальної віброапаратури встановлюють на кожній опорі підшипникової магістрального і горизонтального підпірного підпірного насосів для контролю вібрації у вертикальному напрямку. (рис) На вертикальних підпірних насосах датчики встановлюються на корпусі опорно-упорного підшипникового вузла для контролю вібрації у вертикальному (осьовому) та горизонтально-поперечному напрямках. (рис)
Малюнок. Точки вимірювання на опорі підшипника
Малюнок. Точки вимірювання вібрації на вертикальному насосному агрегаті
Система автоматики повинна бути налаштована на видачу сигналу при досягненні запобіжного та аварійного рівнів вібрації насосів у контрольованих точках. Вимірюваним та нормованим параметром вібрації є середнє квадратичне значення (СКЗ) віброшвидкості у робочій смузі частот 10...1000 Гц.
3. Значення уставок сигналізації та захисту за перевищенням вібрації встановлюються за затвердженою картою уставок технологічних захистів залежно від типорозмірів ротора, режиму роботи насоса (подачі) та норм вібрації.
Норми вібрації магістральних та підпірних насосів для номінальних режимів роботи
Норми вібрації магістральних та підпірних насосів для неномінальних режимів роботи
При величині вібрації від 7,1 мм/с до 11,2 мм/с тривалість експлуатації магістральних та підпірних насосів не повинна перевищувати 168 годин.
Номінальний режим роботи насосного агрегату – подача від 0,8 до 1,2 від номінальної подачі (Q ном) відповідного ротора (робочого колеса).
При включенні та відключенні насосного агрегату має здійснюватися блокування захисту цього агрегату та інших працюючих агрегатів за перевищенням вібрації на час виконання програми пуску (зупинки) насосних агрегатів.
4. Попереджувальна сигналізація в операторній місцевості диспетчерського пунктуза параметром «підвищена вібрація» відповідає величині СКЗ 5,5 мм/с (номінальний режим) та 8,0 мм/с (неномінальний режим).
Сигнал «аварійна вібрація» - СКЗ 7,1 мм/с та 11,2 мм/с, негайне відключення насосного агрегату.
5. Контроль вібрації допоміжних насосів (масло насоси, насоси систем відкачування витоків, водопостачання, пожежогасіння, опалення) повинен здійснюватися 1 раз на місяць і перед виведенням поточний ремонтза допомогою переносної апаратури.
6. Для отримання додаткової інформації при вібродіагностиці магістральних та підпірних агрегатів, а також на період тимчасової відсутності стаціонарно встановлених засобів вимірювання та контролю вібрації (повірка, калібрування, модернізація) використовують переносну портативну віброапаратуру.
Кожен вимір вібрації портативною апаратурою проводять у строго фіксованих точках.
7. При використанні портативної віброапаратури вертикальна складова вібрації вимірюється на верхній частині кришки підшипника над серединою його довжини вкладиша.
Горизонтально-поперечна та горизонтально-осьова складові вібрації горизонтальних насосних агрегатів вимірюються нижче на 2...3 мм від осі валу насоса навпроти середини довжини опорного вкладиша (рис).
Місця вимірювання вібрації на вертикальному насосному агрегаті відповідають точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рис).
Малюнок. Точки вимірювання вібрації на корпусі підшипника насоса без виносних опор
У насосів, які мають виносних підшипникових вузлів (типу ЦНС, НГПНА), вібрація вимірюється на корпусі над підшипником якомога ближче до осі обертання ротора (рис).
8. Для оцінки жорсткості кріплення рами до фундаменту вібрація вимірюється усім елементах кріплення насоса до фундаменту. Вимірювання проводиться у вертикальному напрямку на анкерних болтах(Головки) або поруч з ними на фундаменті на відстані не більше 100 мм від них. Вимір проводиться при плановому та неплановому вібродіагностиком контролі.
9. Для проведення вібродіагностичного контролю використовується апаратура для вимірювання середнього квадратичного значення вібрації та універсальна віброаналізуюча апаратура з можливістю вимірювання спектральних складових вібрації та амплітудно-фазових характеристик.
Встановлення та обв'язування насосних агрегатів (НА) здійснюється згідно з проектом. Налагодження та випробування здійснюються відповідно до вимог відповідних інструкцій заводів-виробників.
Насоси в зборі з двигунами встановлюються на фундаментах і вивіряються щодо прив'язувальних осей, у плані та висоті, з точністю, визначеною проектом.
До початку обв'язування рами та насоси надійно закріплюються на фундаменті. Після приєднання всмоктувального та нагнітального трубопроводів перевіряється центрування насосного агрегату. Точність центрування встановлюється заводськими інструкціями на насоси, що монтуються, а за відсутності таких вказівок точність повинна бути в межах:
- биття – радіальне – не більше 0,05 мм;
- биття осьове – не більше 0,03 мм.
Перевірка центрування здійснюється вручну, шляхом провертання валів насоса та двигуна, з'єднаних між собою муфтами. Вали повинні прокручуватися легко, без заїдань. Співвісність валів насосів та двигунів вимірюється відповідними інструментами (індикаторами тощо).
Підпірні та магістральні насоси перед монтажем піддаються індивідуальним гідровипробуванням відповідно до даних заводських інструкцій. Гідровипробування приймально-викидних патрубків підпірних та магістральних насосів та колектора насосної після монтажу та ремонту виконуються згідно проектної документації. Умови випробувань повинні відповідати вимогам БНіП ІІІ-42-80. Випробування приймально-викидних патрубків та колектора можуть проводитися спільно з насосами.
Інженерно-технічні працівники ЛВДС, ПС, відповідальні за експлуатацію та пуск НА (електромеханік, інженер КВП, механік), перед першим пуском або пуском НА після ремонту повинні особисто перевірити готовність до роботи всіх допоміжних систем та виконання заходів щодо технічної та пожежної безпеки:
- не пізніше ніж за 15 хвилин до пуску основних агрегатів переконатися у функціонуванні системи припливно-витяжної вентиляціїу всіх приміщеннях ПС;
- перевірити готовність електросхеми, положення масляного вимикача(пускачів), стан КВП та засобів автоматики;
- переконатися у готовності до запуску допоміжних систем;
- переконатися у готовності до пуску основних НА, запірної арматуриза технологічною схемою;
- перевірити надходження олії в підшипникові вузли, гідромуфту насосів та охолоджуючої рідини до охолоджувачів (якщо вони повітряні, то при необхідності переконатися в тому, що вони підключені);
- перевірити наявність необхідного тиску повітря в повітряній камері валу з'єднання в стіні розділення (або в корпусі електродвигуна).
При звичайній експлуатації ці операції здійснюються персоналом чергової зміни (оператором, машиністом, електриком тощо) відповідно до їх посадовими інструкціямита інструкціями з експлуатації та обслуговування обладнання.
До початку експлуатації насосної повинні бути підготовлені інструкції, в яких повинні бути зазначені послідовність операцій пуску та зупинення допоміжного та основного обладнання, порядок їх обслуговування та дій персоналу в аварійних ситуаціях.
Забороняється пускати агрегат:
- без включення припливно-витяжної вентиляції;
- без включеної маслосистеми;
- при незаповненому рідиною насосі;
- за наявності технологічних несправностей;
- в інших випадках, передбачених інструкціями (посадовими, з експлуатації обладнання, інструкціями заводу-виробника тощо).
Забороняється експлуатувати агрегат у разі порушення герметичності з'єднань; під час роботи агрегату забороняється підтягувати різьбові з'єднання, що знаходяться під тиском, проводити будь-які дії та роботи, не передбачені інструкціями, положеннями тощо.
На неавтоматизованих ПС аварійна зупинка НА має бути здійснена відповідно до інструкції чергового персоналу, у тому числі:
- при появі диму із ущільнень, сальників у розділовій стіні;
- при значному витоку нафтопродукту на працюючому агрегаті (розбризкуванні нафтопродуктів);
- при появі металевого звуку чи шуму в агрегаті;
- при сильній вібрації;
- при температурі корпусу підшипників вище за межі, встановлені заводом-виробником;
- при пожежі чи підвищеній загазованості;
- у всіх випадках, що створюють загрозу обслуговуючого персоналу та безпеки експлуатації обладнання.
Перепад тиску між повітряною камерою валу та насосним приміщенням має бути не менше 200 Па. Після зупинки НА (у тому числі після виведення його в резерв) подача повітря у повітряну камеру ущільнення не припиняється.
Насоси, гідромуфти та двигуни повинні бути оснащені приладами, що дозволяють контролювати експлуатаційні параметри або сигналізують про перевищення їх допустимих граничних значень. Умови встановлення та використання цих приладів наводяться у відповідних інструкціях заводів-виробників.
Припливно-витяжні системивентиляції насосних (магістральної та підпірної) та системи контролю загазованості у цих приміщеннях повинні працювати в автоматичному режимі. Крім автоматичного включення припливно-витяжної вентиляції та відключення насосів має бути передбачено ручне керуваннявентиляторами за місцем; кнопка аварійної зупинкинасосний повинен розташовуватись зовні будівлі насосної поблизу вхідних дверей.
Корпуси насосів повинні бути заземлені незалежно від заземлення електродвигунів.
Продувні та дренажні крани насосів повинні бути забезпечені трубками для відведення та скидання продукту в колектор витоків і далі в ємність збору витоків, розташовану поза будівлею насосної. Виведення продуктів продування та дренажу насосів в атмосферу насосної забороняється.
Після непланової зупинки необхідно з'ясувати причину зупинки і до її усунення не проводити запуск даного агрегату. Черговий персонал повинен негайно повідомити диспетчера відділення експлуатуючої організації та сусідні ПС про зупинку агрегату.
Введення резервного магістрального або підпірного агрегату в автоматичному режимі здійснюється при повністю відкритій приймальній та закритій викидній (напірній) засувці або відкритих обох засувках. У першому випадку відкриття засувки на нагнітанні насоса може починатися одночасно з пуском електродвигуна або випереджати запуск двигуна на 15-20 с. Відповідно до проекту може бути передбачено інший порядок запуску резервного НА в автоматичному режимі.
Автоматичне введення резервного магістрального, підпірного агрегату або агрегату однієї з допоміжних систем (маслосистеми, системи підпору камер безпромвальних з'єднань тощо) здійснюється після відключення основного без витримки часу або з мінімальною витримкою (селектуючої) часу.
При пуску станції з послідовною схемоюобв'язки НА рекомендується запускати магістральні проти руху потоку нафтопродукту, тобто, починаючи з більшого номера агрегату в бік меншого. У разі запуску лише одного НА можливий пуск будь-кого з готових до роботи.
НА вважається резервним, якщо він справний та готовий до роботи. Усі вентилі, засувки на системі обв'язки НА, що містяться в резерві (холодному), повинні знаходитись у положенні, передбаченому проектом та інструкціями з експлуатації.
НА вважається у гарячому резерві, якщо він може бути запущений у роботу за першої необхідності без підготовки або в режимі АВР.
Контроль за роботою НА ПС ведеться оператором приладів, встановленим на щиті автоматики або за значеннями параметрів на екрані монітора. При нормальній роботіобладнання контрольовані параметри НА відповідно до встановленого переліку повинні реєструватися у спеціальному журналі через кожні дві години. У разі відхилення параметрів обладнання від заданих меж проводиться зупинка несправного агрегату та пуск резервного. Черговий оператор у цьому випадку повинен зафіксувати в оперативному журналі значення параметра, через яке сталося відключення агрегату, що працював. Автоматична реєстрація відповідного параметра провадиться негайно спеціальним аварійним реєстратором з видачею його значення та найменування на екран монітора.
Під час експлуатації обладнання необхідно стежити за його параметрами відповідно до інструкцій, зокрема:
- за герметичністю обв'язування обладнання (фланцевих та різьбових з'єднань, ущільнення насосів);
- значеннями тиску в маслосистемі та охолоджувальній рідині (повітря), а також за роботою припливних, витяжних та загальнообмінних вентиляційних систем, інших механізмів та систем.
При виявленні витоків та несправностей необхідно вживати заходів щодо їх усунення.
Установку датчиків газоаналізаторів у насосній слід передбачати відповідно до проекту кожного насоса в місцях найбільш ймовірного скупчення газу та витоків вибухонебезпечних пар і газів (сальникових, механічних ущільнень, фланцевих з'єднань, клапанів тощо).
Електродвигуни, що застосовуються для приводу магістральних насосів при їх розміщенні в залі, повинні мати вибухозахищене виконання, що відповідає категорії та групі вибухонебезпечних сумішей. При застосуванні для приводу насосів електродвигунів незахищеного виконання електрозал повинен бути відокремлений від насосного залу розділювальною стіною. У цьому випадку в розділювальній стіні в місці з'єднання електродвигунів та насосів встановлюютьсяспеціальні пристрої
, Забезпечують герметичність розділової стінки (діафрагми з камерами безпромвальних з'єднань), а в електрозалі повинен забезпечуватися надлишковий тиск повітря 0,4 - 0,67 кПа.
Пуск станції забороняється у разі, коли температура повітря в електрозалі нижче +5°С, у будь-якому режимі пуску (автоматичний, дистанційний чи місцевий).
повинно бути проведено очищення та промивання напірних та зливних маслопроводів та маслобака, очищені та замінені фільтри. Припусконалагоджувальних робіт
Під час пусконалагоджувальних робіт перевіряється надійність подачі олії з акумулюючого маслобака (якщо він передбачений) до підшипників НА при зупинених маслонасосах для забезпечення вибігу магістральних НА.
У процесі експлуатації НА повинні контролюватись температура та тиск олії на вході в підшипники агрегатів, температура підшипників тощо. Режим у системі охолодження олії повинен підтримуватися в межах, встановлених карткоюуставок технологічних захистів та забезпечувати температуру підшипників агрегатів не вище максимально допустимих значень.
Рівень в маслобаках та тиск масла повинні бути в межах, що забезпечують надійну роботу підшипників насоса та електродвигунів. Контроль рівня олії в маслобаках здійснюється персоналом чергової зміни. Тиск масла в маслосистемі контролюється автоматично, магістральні насосні агрегати забезпечуються автоматичним захистом мінімального тискумасла на вході підшипників насоса та електродвигуна. Точки контролю температури, рівня та тиску в системі мастила визначаються проектом.
Масло, що знаходиться в системі мастила, слід замінювати свіжим в встановлені інструкцієюз експлуатації терміни або через 3000 - 4000 годин напрацювання обладнання.
Для кожного типу НА повинна бути встановлена періодичність відбору проб із системи мастила для перевірки якості олії. Проби повинні відбиратись відповідно до ГОСТ 2517-85 «Нафта та нафтопродукти. Методи відбору проб».
У системі мастила підшипників НА забороняється застосовувати олії марок, що не відповідають рекомендованим заводом-виробником (фірмами).
Олія від постачальника приймається за наявності сертифіката відповідності та паспорта якості на олію. За відсутності зазначених документів приймання олії повинно здійснюватись після проведення відповідних фізико-хімічних аналізів на відповідність його параметрів необхідним та видачі висновку спеціалізованою лабораторією.
Монтаж елементів системи мастила (трубопроводів, фільтрів, холодильників, маслобак(ів) та ін.) повинен відповідати проекту та забезпечувати самопливний стік масла в маслобак(і) без утворення застійних зон; значення монтажних ухилів мають відповідати вимогам НТД. У нижніх точках системи або її частин повинні розміщуватись фільтри. Елементи системи мастила (фільтри) повинні піддаватися періодичному очищенню в терміни, визначені інструкціями.
Для кожного типу насосів та двигунів встановлюються на основі заводських та експлуатаційних даних норми витрати олії.
У маслонасосній (маслоприямці) має бути вивішена затверджена технічним керівником ПС, НП тощо. технологічна схемасистеми мастила із зазначенням допустимих значень мінімального та максимального тиску та температури олії.
Система охолодження
Терміни та способи очищення порожнин охолодження агрегатів та теплообмінних апаратів системи охолодження від накипу та забрудненої води повинні бути встановлені залежно від конструкції системи охолодження, ступеня забруднення, жорсткості, витрати води. Трубопроводи системи охолодження повинні бути виконані з ухилом, що забезпечує самозлив води через спеціальні крани або штуцери.
Необхідно не рідше одного разу на зміну перевіряти відсутність в охолодній воді нафтопродукту або олії. У разі виявлення останніх вживаються заходи щодо негайного виявлення та усунення пошкодження. Результати щозмінної перевірки наявності у воді олії чи нафтопродукту слід фіксувати у вахтовому журналі.
Система охолодження повинна виключати можливість підвищення тиску води в порожнинах агрегату, що охолоджуються, вище граничного, зазначеного заводом-виробником. Температура охолодження рідини перед радіаторами електродвигуна має бути не більшою за +33°C.
Зовнішні елементи системи охолодження (трубопроводи, арматура, градирня, ємності) повинні бути підготовлені до роботи в зимових умовах або випорожнені і відключені від основної системи.
Забір повітря для охолодження двигунів проводиться відповідно до проекту в місцях, які не містять парів нафтопродукту, вологи, хімічних реагентів тощо. вище граничних норм. Температура повітря, що подається на охолодження двигунів, має відповідати проекту та інструкції заводу-виробника.
У насосній має бути затверджена технічним керівником ЛВДС, ПС, НП технологічна схема системи охолодження із зазначенням допустимих значень тиску та температури охолоджуючого середовища.
ГОСТ 30576-98
МІЖДЕРЖАВНИЙ СТАНДАРТ
Вібрація
НАСОСИ ЦЕНТРОБІЖНІ
ПОЖИВНІ ТЕПЛОВИХ
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ
Норми вібрації та загальні вимоги до проведення вимірювань
МІЖДЕРЖАВНА РАДА
ЩОДО СТАНДАРТИЗАЦІЇ, МЕТРОЛОГІЇ ТА СЕРТИФІКАЦІЇ
Мінськ
Передмова
1 РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 183 «Вибрация и удар» при участии Уральского теплотехнического научно-исследовательского института (АО УралВТИ)ВНЕСЕН Госстандартом России2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 13 - 98 от 28 мая 1998 г. )За прийняття проголосували: 3 Постановою Державного комітету Російської Федераціїпо стандартизації та метрології від 23 грудня 1999 р. № 679-ст міждержавний стандарт ГОСТ 30576-98 введений у дію безпосередньо як державний стандарт Російської Федерації з 1 липня 2000 р.4 ВВЕДЕНО ВПЕРШЕ
МІЖДЕРЖАВНИЙ СТАНДАРТ
Вібрація
НАСОСИ ЦЕНТРОБІЖНІ ПОЖИВНІ ТЕПЛОВИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ
Норми вібрації та загальні вимоги до проведення вимірювань
Механічна вибрація. Centrifugal feed pumps for thermal stations.
Evaluation of machine vebration and requirements for the measurement of vibration
Дата введення 2000-07-01
1 Область застосування
Цей стандарт поширюється на відцентрові живильні насоси потужністю понад 10 МВт із приводом від парової турбінита робочою частотою обертання від 50 до 100 с -1 приводу насосів2 Нормативні посилання
У цьому стандарті використані посилання на такі стандарти: ГОСТ ИСО 2954-97 Вібрація машин зі зворотно-поступальним та обертальним рухом. Вимоги до засобів вимірювання ГОСТ 23269-78 Турбіни стаціонарні парові. Терміни та визначення ГОСТ 24346-80 Вібрація. терміни та визначення3 Визначення
У цьому стандарті застосовуються терміни з відповідними визначеннями за ГОСТ 23269 та ГОСТ 24346.4 Норми вібрації
4.1 Як нормований параметр вібрації встановлюють середнє квадратичне значення віброшвидкості в робочій смузі частот від 10 до 1000 Гц при стаціонарній роботі насоса. 4.2 Вібраційний стан поживних насосів оцінюють за найбільшого значеннябудь-якого компонента вібрації, виміряного відповідно до 5.2.1 у робочому діапазоні з витрат і тиску поживної води. роботи насоса та за загальної тривалості роботи, що визначається правилами приймання. 4.4 Тривала експлуатація відцентрових поживних насосів допускається при вібрації підшипникових опор, що не перевищує 11,2 мм·с -1 .4.5 При вібрації підшипникових опор, що перевищує норму, встановлену в 4.4, повинна спрацьовувати попереджувальна сигналізація і повинні бути вжиті заходи рівня не більше 30 сут.4.6 Не допускається експлуатація поживних насосів при вібрації понад 18,0 мм·с -1 .5 Загальні вимогидо проведення вимірів
5.1 Вимірювальна апаратура
5.1.1 Вибрацию питательных насосов измеряют и регистрируют с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей требованиям ГОСТ ИСО 2954.5.1.2 До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации насосов допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых соответствуют требованиям ГОСТ ИСО 2954.5.2 Проведення вимірів
5.2.1 Вібрацію вимірюють у всіх підшипникових опор у трьох взаємно перпендикулярних напрямках: вертикальному, горизонтально-поперечному та горизонтально-осьовому по відношенню до осі валу живильного насоса.5.2.2 Горизонтально-поперечну та горизонтально-осьову складові вібрації вимірюють на рівні агрегату проти середини довжини опорного вкладиша з одного боку. 5.2.3 Вертикальну складову вібрації вимірюють на верхній частині кришки підшипника над серединою довжини його вкладиша.5.3 Оформлення результатів вимірів
5.3.1 Результати вимірювання вібрації при введенні насосного агрегату в експлуатацію після монтажу або капітального ремонту оформлюють приймально-здавальним актом, в якому вказують: - дату вимірювання, прізвища осіб та найменування організацій, що проводять вимірювання; - робочі параметри насосного агрегату, при яких проводилися вимірювання (тиск на вході та виході, подачу, частоту обертання, температуру поживної води тощо); - схему точок вимірювання вібрації; - найменування вимірювальних засобів та дату їх перевірки; У процесі експлуатації насосного агрегату результати вимірювання вібрації реєструють приладами та заносять в експлуатаційну відомість машиніста турбоагрегату. При цьому повинні бути зафіксовані робочі параметри турбоагрегату (навантаження і витрата свіжої пари).до 01.01.2001 р.
Даний керівний документ поширюється на відцентрові живильні насоси потужністю більше 10 мВт з приводом від парової турбіни і робочою частотою обертання 50 - 150 с -1 і встановлює норми вібрації опор підшипників відцентрових живильних насосів, що знаходяться в експлуатації та приймаються в експлуатації. також загальні вимоги до проведення вимірів.
Цей керівний документ не поширюється на опори насосів турбінного приводу.
1 . НОРМИ ВІБРАЦІЇ
1.1. Як нормовані параметри вібрації встановлені наступні параметри:
подвійна амплітуда вібропереміщень у смузі частот від 10 до 300 Гц;
середнє квадратичне значення віброшвидкості робочої смузі частот від 10 до 1000 Гц.
1.2. Вібрацію вимірюють на всіх підшипникових опорах насоса у трьох взаємно-перпендикулярних напрямках: вертикальному, горизонтально-поперечному та горизонтально-осьовому по відношенню до осі валу живильного насоса.
1.3. Вібраційний стан поживних насосів оцінюють за найбільшим значенням будь-якого вимірюваного параметра вібрації у будь-якому напрямку.
1.4. При прийманні після монтажу поживних насосів вібрація підшипників не повинна перевищувати наступних параметрів:
1.6. При перевищенні норм вібрації, встановлених у пп. 1.4 та 1.5, повинні бути вжиті заходи щодо її зниження у строк не більше 30 днів.
1.7. Не допускається експлуатація живильних насосів при рівнях вібрації понад:
за рівнем вібропереміщень – 80 мкм;
за рівнем віброшвидкостей – 18 мм/с;
при досягненні зазначеного рівня за будь-яким із цих двох параметрів.
1.8. Норми вібрації підшипникових опор повинні бути зафіксовані в інструкції з експлуатації насосів живильних.
2 . ЗАГАЛЬНІ ВИМОГИ ДО ПРОВЕДЕННЯ ВИМІР
2.1. Вимірювання вібраційних параметрів відцентрових поживних насосів проводять на режимі, що встановився.
2.2. Вібрацію поживних насосів вимірюють та реєструють за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю вібрації підшипникових опор, що відповідає вимогам ГОСТ 27164-86.
2.3. Апаратура має забезпечувати вимірювання подвійної амплітуди вібропереміщень у смузі частот від 10 до 300 Гц та середнього квадратичного значення віброшвидкості у смузі частот від 10 до 1000 Гц.
Застосовувана апаратура повинна мати межу вимірювання від 0 до 200 мкм за вібропереміщенням та від 0 до 31,5 мм/с за віброшвидкістю.
2.4. Датчики для вимірювання горизонтально-поперечної та горизонтально-осьової складових вібрації кріплять до кришки підшипника. Вертикальну складову вібрації вимірюють на верхній частині кришки підшипника над серединою його довжини вкладиша.
2.5. Коефіцієнт поперечної чутливості датчика не повинен перевищувати 0,05 у всій смузі частот, у якій проводять вимірювання.
2.6. Встановлені датчикиповинні бути захищені від пари, турбінної олії, рідини ОМТІ та нормально працювати при темратурі навколишнього середовища до 100 °С, вологості до 98 % та напруженості магнітного поля до 400 А/м.
2.7. Умови експлуатації вимірювальних підсилювачів та інших блоків апаратури повинні відповідати ГОСТ 15150-69 для виконання категорії 4.
2.8. Максимальна основна похибка вимірювання подвійної амплітуди вібропереміщення не повинна перевищувати 5 %. Основна похибка виміру середнього квадратичного значення віброшвидкості 10%.
2.9. До встановлення стаціонарної апаратури безперервного контролю вібрації поживних насосів, що знаходяться в експлуатації, допускається вимірювати вібрацію переносними приладами, що задовольняють викладені вимоги.
3 . ОФОРМЛЕННЯ РЕЗУЛЬТАТІВ ВИМІРЮВАНЬ
3.1. Результати вимірювання вібрації при прийманні живильного насоса в експлуатацію оформляють приймально-здавальним актом, в якому мають бути вказані.
При введенні об'єкта в експлуатацію обов'язковим є огляд НПС представниками пожежної охорони та місцевих служб Держгіртехнагляду. Зміна категорії електропостачання під час введення НПС в експлуатацію узгоджується з представниками енергомереж району. Після підконтрольної експлуатації НПС складається акт приймання їх у експлуатацію.
13. ВИМОГИ БЕЗПЕКИ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ І РЕМОНТІ МЕХАНО-ТЕХНОЛОГІЧНОГО ОБЛАДНАННЯ НПС
13.1. Експлуатація, ремонт, монтаж обладнання об'єктів магістральних нафтопроводів, проведення технічного діагностування та контролю обладнання неруйнівними методами контролю повинні проводитись організаціями, які мають спеціальний дозвіл (ліцензію) органів Держгіртехнагляду Росії на проведення зазначених видів діяльності. Видача ліцензій провадиться у порядку, встановленому "Положення про порядок видачі спеціальних дозволів (ліцензій) на види діяльності, пов'язані з підвищеною небезпекою промислових виробництв(об'єктів) та робіт, а також із забезпеченням безпеки при користуванні надрами" від 03.07.93 реєстр. № 296.
13.2. Експлуатацію, технічне обслуговування та ремонт обладнання нафтоперекачувальних станцій (НПС) магістральних нафтопроводів слід проводити відповідно до вимог «Правил технічної експлуатаціїмагістральних нафтопроводів» [], «Правил безпеки під час експлуатації магістральних нафтопроводів» [], «Правил пожежної безпеки під час експлуатаціїції магістральних нафтопродуктопроводів», «Правил устрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском» та цього Посібника.
13.3. Відповідальність за проведення ремонтних робітта діагностичних контролів обладнання НПС несуть керівники об'єктів На виконання всіх видів робіт має бути оформлене наряд-допуск.
13.4. Працівники ремонтних цехів та дільниць повинні забезпечуватися згідно з встановленими переліками та нормами засобами індивідуального захисту(ЗІЗ), спецодягом, спецхарчуванням. Спецодяг і спецвзуття, що видаються, повинні відповідати вимогам.
13.5. Рівні шуму на робочих місцях виробничих та допоміжних приміщень та на території НПС повинні відповідати значенням, зазначеним у . Зони з рівнем звуку або еквівалентним рівнем звуку вище 85 дБ повинні бути позначені знаками безпеки. Працюючих у цих зонах необхідно забезпечувати ЗІЗ за ГОСТ 12.4.051-87.
13.6. Рівні вібрації на робочих місцях не повинні перевищувати значень, зазначених у .
13.7. Освітленість території НПС, а також освітленість усередині виробничих приміщеньу будь-якому місці має відповідати встановленим нормам та гарантувати безпеку проведення ремонтних робіт. Переносні ручні світильникиповинні живитися від мережі напругою не вище 42 В, а при підвищеній небезпеці ураження електричним струмом - не вище 12 В. Застосування для переносного освітлення люмінесцентних ламп, які не укріплені на жорстких опорах, забороняється.
13.8. Підйомно-транспортні машини та механізми, що застосовуються при ремонті обладнання НПС, слід експлуатувати відповідно до вимог ПБ-10-14-92.
13.9. Механізми та пристрої, що використовуються при ремонті, повинні піддаватися періодичним випробуванням. Перелік механізмів та пристроїв, періодичність та вид випробувань мають бути визначені керівниками відповідних служб та затверджені головним інженером РНУ.
Закордонні прилади, обладнання, інструменти, що використовуються при проведенні ремонтних робіт та діагностичних перевірок, повинні мати дозвіл на застосування, виданий Держгіртехнаглядом Росії в порядку, встановленому РД 08-59-94 «Положення про порядок розробки (проектування), допуску до випробувань та серійного випуску нового бурового , нафтогазопромислового, геологорозвідувального обладнання, обладнання для трубопровідного транспорту та проектування технологічних процесів, що входять до переліку об'єктів, підконтрольних Держгіртехнагляду Росії» від 21.03.94.
13.10. Вентиляційні установки виробничих приміщень повинні бути у справному стані та працювати за схемами автоматичного або дистанційного керуваннята резервування. У разі виходу з ладу або неефективної вентиляції роботи проводити не можна.
13.11. Система контролю повітряного середовища повинна видавати сигнал при концентрації нафтової пари та газів, що відповідає 20 % їх нижньої межі займання. Стаціонарні газосигналізатори повинні мати звуковий та світловий сигнал з виходом на диспетчерський пункт та за місцем встановлення датчиків, перебувати у справному стані, а їх працездатність перевірятиметься не рідше одного разу на місяць.
13.12. Для проведення тимчасових вогневих робіт у вибухопожежонебезпечних та пожежонебезпечних приміщеннях (об'єктах) у всіх випадках оформляється наряд-допуск, який передбачає весь обсяг робіт протягом зазначеного у ньому терміну. Перед початком, після кожної перерви та під час проведення вогневих робіт періодично (не рідше ніж через 1 годину) необхідно здійснювати контроль за станом навколишнього середовища у небезпечній зоні поблизу обладнання, на якому проводяться зазначені роботи, у небезпечній зоні виробничого приміщення (території) за допомогою переносних газоаналізаторів.
13.13. При зупинці насосного агрегату для ремонту (короткочасного технічного огляду) необхідно вивісити плакати з написом «Не включати, працюють люди!» на знеструмленому електроприводі, пусковому пристрої та закритих засувках на виході (вході) нафти з насоса, зняти запобіжники.
При зупинці насосів у автоматизованих насосних у разі неспрацювання автоматики засувки на всмоктувальному та нагнітальному трубопроводах слід негайно закрити вручну.
13.14. При ремонті насосів із розкриттям у діючій насосній електроприводі засувок повинні бути знеструмлені, мати механічне блокування (механічний запор) приводу проти їхнього випадкового відкриття. Роботи допускається виконувати лише іскробезпечним (обмідненим, із берилієвої бронзи та ін.) інструментом.
13.15. При ремонті насосних агрегатів, пов'язаних з демонтажем діафрагми між насосним залом та електрозалом або при знятті проміжного валу «вікно» між залами має бути закритим. При монтажі проміжного валу або діафрагми, що виконується без зупинки працюючих насосів, робочій зонімає здійснюватися додатковий контроль стану довкілля переносними газоаналізаторами.
13.16. Пуск у роботу основних та підпірних насосних агрегатів без включення на НПС відповідних захистів забороняється.
13.17. Забороняється пуск нових, після капітального ремонту та неексплуатованих більше 6 місяців основних та підпірних насосних агрегатів нафтопроводів без перевірки справності контрольно-вимірювальної апаратури.
Перевірку спрацювання установок систем блокування та автоматичних захистів на задане значення необхідно проводити згідно з графіком, затвердженим головним інженером РНУ та реєструвати в журналах.
13.19. Контрольно-вимірювальні прилади засобів автоматичного керуваннята захисту обладнання НПС повинні мати межі вимірювання, що відповідають діапазону контрольованих технічних та технологічних параметрів.
13.20. При виконанні ремонтних робіт у приміщеннях маніфольдних, вузлів регулювання тиску та колодязях їх слід систематично очищати від замазученості та перевіряти на відсутність вибухонебезпечних концентрацій парів та газів.
Засувки, розташовані в колодязях, камерах та траншеях, повинні мати зручні приводи, що дозволяють відкривати (закривати) їх без спуску обслуговуючого персоналуу колодязь або траншею.
13.21. Застосовуваний при ремонтних роботах та технічне обслуговуванняінструмент повинен бути виготовлений з матеріалу, що не дає іскор; ударний та ріжучий інструментпри застосуванні необхідно змащувати консистентними мастилами після кожного разового застосування.
13.22. Відкриття та закриття ємнісних засувок повинно проводитися плавно, без застосування важелів.
У разі замерзання арматури ємностей для її розігріву повинні застосовуватися водяна пара або гаряча вода.
13.23. На час виконання ремонтних робіт із застосуванням відкритого вогню на виробничій території має бути встановлений пожежний пост із працівників об'єктової пожежної охорони та збільшено кількість засобів пожежогасіння.
Безпечний спосіб виконання вогневих робіт у ємностях (крім водяних) може бути застосований після їх дегазації за допомогою спеціальної вентиляційної установки. Проводити вогневі роботи дозволяється лише після взяття аналізу повітря всередині ємності та лабораторного підтвердження його безпеки для виконання цих робіт.
Після закінчення вогневих робіт місце їх проведення повинно бути ретельно перевірене та очищене від розпечених недогарків, окалини та предметів, що тліють, а при необхідності полито водою.
13.24. Експлуатація та ремонт котлів, паропідігрівачів та економайзерів повинні проводитись відповідно до вимог [, , ].
Перед оглядом та ремонтом елементів, що працюють під тиском, за наявності небезпеки опіку людей парою або водою котел повинен бути відокремлений від усіх трубопроводів заглушками або від'єднаний; від'єднані трубопроводи також мають бути заглушені.
На вентилях, засувках та заслінках при відключенні відповідних ділянок трубо-, паро-, газопроводів та газоходів, а також на пускових пристроївах димососів, дутьових вентиляторів та живильників палива мають бути вивішені плакати «Не включати, працюють люди!». При цьому у пускових пристроїв зазначеного обладнання мають бути зняті плавкі вставки.
13.25. При виконанні робіт з консервації необхідно дотримуватись вимог , методичних вказівок МОЗ Росії, при використанні інгібіторів корозії - санітарних норм .
13.26. При ремонті механо-технологічного обладнання повинні вживатися заходи для запобігання прямому та непрямому впливу на навколишнє середовище. Необхідно суворо дотримуватися закону РФ «Про охорону навколишнього середовища природного середовища» від 19.12.91, виконувати вимоги чинної нормативно-правової та методичної документації, своєчасно ліквідувати наслідки забруднень.
ПЕРЕЛІК
нормативно-технічних документів, використаних для розробки цього РД
2. ГОСТ 6134-87. Насоси динамічні. Методи випробувань.
3. РД 153-39ТН-010-96. Дефектоскопія валів магістральних нафтових насосів. Методика та технологія. - Уфа: ІПТЕР, 1997.
4. Е. Засувки на умовний тискРу 25 МПа (250 кгс/см2). Загальні технічні умови.
5. . Арматура трубопровідна запірна. Норми герметичності затворів.
8. Правила влаштування та безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів. - М: НВО ОБТ, 1993.
11. . Методичні вказівкиз проведення технічного огляду парових та водогрійних котлів, судин, що працюють під тиск трубопроводів пари та гарячої води. - М: НВО ОБТ, 1994.
12. РД 39-0147103-360-89. Інструкція з безпечного відання зварювальних робітпри ремонті нафто- та нафтопродуктопроводів під тиском. - Уфа: ВНИИСПТнафта, 1989.
14. . Вода питна. Гігієнічні вимогита контроль за якістю.
16. Правила охорони поверхневих вод від забруднення стічними водами. - М.: Будвидав, 1985.
17. . ЕСЗКС. Тимчасовий протикорозійний захист виробів. Загальні вимоги.
19. РД 39-30-114-78. Правила технічної експлуатації магістральних нафтопроводів - М: Надра, 1979.
20. Правила безпеки під час експлуатації магістральних нафтопроводів. - М: Надра, 1989.
22. Правила влаштування та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском. - М: НВО ОБТ, 1994.
23. . ССБТ. Засоби захисту працюючих. Загальні вимоги та класифікація.
24. . ССБТ. Шум. Загальні вимоги до безпеки.
25. . ССБТ. Сигналові кольори і знаки безпеки.
27. . ССБТ. Вібраційна безпека. Загальні вимоги.
28. . Техніка безпеки у будівництві.
30. . ССБТ. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги до повітряної робочої зони.
31. . Санітарні нормипроектування промислових підприємств. - М.: Держбудвидав, 1972.
32. ППБ-01-93. Правила пожежної безпеки Російської Федерації.
33. ТУ 39-00147105-01-96. Комплекс віброізолюючої ком пенсуючої системи (ВКЗ) магістрального агрегату НМ. Технічні умови на встановлення та приймання.
34. ЄІМА.302661.012.ТО. Патрубок компенсаційний Технічний описта інструкція з експлуатації. Сімферополь. ВО «Севмаш», 1993.
35. 1683.500, 1683.600, 1655.000, 1652.000, 1683.000, 1688.000. Паспорт та інструкція з монтажу муфти пружної компенсуючої УКМ агрегатів 16НД10х1, 14Н12х2, НМ 500-300, НМ 1250-260, НМ 3600-230 (НМ 7000-210), НМ 1 Уфа, ІПТЕР, 1995-97 р.р.
36. Інструкція із застосування зварних гумово-металевих амортизаторів аркового типу на кораблях. Випуск 9406, ДСП.
37. Інструкція із застосування зварних гумово-металевих амортизаторів аркового типу АПМ на кораблях. Випуск 11789, ДСП.
38. ЄІМА.304242.007 ПС. Амортизатор АГП-2,1. Паспорт, Інструкція з монтажу та експлуатації. Сімферополь. ВО «Севмаш», 1992 р.
40. Правила технічної експлуатації комунальних опалювальних котелень. НВО ОБТ, Москва, 1992.
41. . Типові технічні умови на ремонт парових та водогрійних котлів промислової енергетики. Утв. Держгіртехнаглядом РФ 4.07.94 р.
42. . Методичні вказівки щодо обстеження підприємств, що експлуатують парові та водогрійні котли, судини, що працюють під тиском, трубопроводи пари та гарячої води. Постанова Держгіртехнагляду Росії від 30.12.92 № 39 НУО ОБТ, Москва, 1993.
