Допустимий рівень вібрації лпдс. Регламент організації контролю за нормативними параметрами мн і нпс в операторних нпс, диспетчерських пунктах рну (розумн) та оао мн. Перелік нормативно-технічних документів, використаних при розробці цього РД

Вібрація насосних агрегатів в основному низько- та середньо-частотна гідроаеродинамічного походження. Рівень вібрації за даними обстеження деяких НПС перевищує санітарні норми у 1-5,9 раза (табл. 29).

При поширенні вібрації по конструктивним елементам агрегатів, коли власні частоти вібрації окремих деталей виявляються близькими і рівними частотам основного струму або його гармонік, виникають резонансні коливання г. Один із засобів зменшення вібрації - збільшення втрат на непружний опір, тобто нанесення на корпус насоса та електродвигуна

Марка агрегату

24НД-14Х1 НМ7000-210

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

АТД-2500/АЗП-2000

АЗП-2500/6000

Примітка. Частота обертання 3000 об/хв.

Зибропоглинаючого покриття, наприклад, мастики ШВІМ-18. Джерело низькочастотної механічної вібрації агрегатів на фундаменті - сила дисбалансу і величина неспіввісності валів насоса і двигуна, частота якої кратна частоті обертання валів, поділеної на 60. розхитування машин на фундаменті, зрізання анкерних болтів, а в ряді випадків-до порушення вибухопроникності електродвигуна. На НПС зниження амплітуд вібрації валів і підвищення нормативного міжремонтного періоду бабітових підшипників ковзання до 7000 мото-ч застосовують сталеві калібровані прокладочні листи, встановлювані в роз'ємах кришок підшипників для вибору зазору зносу.

Зниження механічної вібрації досягається ретельним балансуванням і центруванням валів, своєчасною заміною деталей, що зносилися, і усуненням граничних зазорів в підшипниках.

Система охолодження має забезпечувати температуру підшипників, що не перевищує 60 °С. При надмірному нагріванні сальника насос слід кілька разів зупинити і одразу запустити, щоб масло просочилося через набивання. Відсутність олії свідчить про те, що сальник набитий надто туго і його слід послабити. При появі стукоту насос зупиняють для з'ясування причин цього явища: перевіряють мастило, масляні фільтри. При втраті тиску в системі, що перевищує 0,1 МПа, очищають фільтр.

Підігрів підшипників, припинення надходження мастила, надмірна вібрація або ненормальний шум вказують на неполадки в роботі насосного агрегату. Його необхідно негайно зупинити для усунення несправностей. Для зупинки одного з насосних агрегатів закривають засувку на лінії нагнітання і вентиль на лінії гідророзвантаження, потім включають двигун. Після охолодження насоса закривають усі вентилі трубопроводів, що підводять олію та воду, крани біля манометрів. При зупинці насоса на тривалий час для запобігання корозії робоче колесо, ущільнюючі кільця, захисні гільзи валу, втулки і всі деталі, що стикаються з рідиною, що перекачується, слід змащувати, а сальникову набивку виймати.

При експлуатації насосних агрегатів можливі різні проблеми, які можуть бути викликані різними причинами. Розглянемо несправності насосів та способи їх усунення.

1. Насос не можна запустити:

вал насоса, з'єднаний зубчастою муфтою з валом електродвигуна, не провертається - перевірити вручну обертання! зала насоса та електродвигуна окремо, правильність складання зубчастої муфти; якщо вали окремо обертаються, та.216

перевірити центрування агрегату; перевірити роботу насоса та дроту при їх з'єднанні через турбопередачу або редуктор;

вал насоса, від'єднаний від валу електродвигуна, не провертається або туго обертається через попадання в насос сторонніх предметів, поломки його частин і сальників, що рухаються, заїдання в ущільнювальних кільцях - провести огляд, послідовно усуваючи виявлені механічні пошкодження.

2. Насос пущений, але не подає рідини або після запуску
подання її припиняється:

всмоктувальна здатність насоса недостатня, тому що в приймальному трубопроводі знаходиться повітря внаслідок неповного заповнення насоса рідиною або через нещільність у всмоктувальному трубопроводі, сальниках - повторити заливку, усунути нещільність;

неправильне обертання валу насоса – забезпечити правильне обертання ротора;

дійсна висота всмоктування більш допустима, внаслідок невідповідності в'язкості, температури або парціального тиску парів рідини, що перекачується, розрахунковим параметрам установки - забезпечити необхідний підпір.

3. Насос під час пуску споживає більшу потужність: ■
відкрито засувку на напірному трубопроводі - закрити

засувку на час пуску;

неправильно встановлені робочі колеса - усунути неправильне складання;

в кільцях ущільнювачів відбувається заїдання внаслідок великих зазоріву підшипниках або в результаті усунення ротора - перевірити обертання ротора від руки; якщо ротор обертається туго, усунути заїдання;

засмічена трубка завантажувального пристрою - оглянути та: очистити трубопровід розвантажувального пристрою;

в одній з фаз електродвигуна перегорає запобіжник - замінити запобіжник.

4. Насос не створює розрахункового напору:

знижена частота обертання валу насоса - змінити частоту обертання, перевірити двигун та усунути несправності;

пошкоджені або зношені кільця робочого колеса, що вщільнюють, вхідні кромки робочих лопаток - замінити робоче колесо і пошкоджені деталі;

гідравлічний опір нагнітального трубопроводу менший за розрахунковий внаслідок розриву трубопроводу, надмірного відкриття засувки на нагнітальній або обвідній лінії - перевірити подачу; якщо вона зросла, то закрити засувку на обвідній лінії або прикрити її на нагнітальній; усунути різного родунещільності нагнітального трубопроводу;

Щільність рідини, що перекачується менше розрахункової, підвищено вміст повітря або газів в рідині - перевірити щільність рідини і герметичність всмоктуючого трубопроводу, сальників;

у всмоктувальному трубопроводі або робочих органах насоса спостерігається кавітація - перевірити фактичний кавітаційний запас питомої енергії; при заниженому значенні усунути можливість появи кавітаційного режиму.

5. Подача насоса менша за розрахункову:

частота обертання менша за номінальну - змінити частоту обертання, перевірити двигун і усунути несправності;

висота всмоктування більша за допустиму, внаслідок чого насос працює в кавітаційному режимі - виконати роботи, зазначені в п. 2;

утворення воронок на всмоктувальному трубопроводі, недостатньо глибоко зануреному в рідину, внаслідок чого з рідиною надходить повітря встановити відсікач для ліквідації воронки, підвищити рівень рідини над вхідним отвором всмоктуючого трубопроводу;

збільшення опорів у напірному трубопроводі, внаслідок чого тиск нагнітання насоса перевищує розрахункове - повністю відкрити засувку на лінії нагнітання, перевірити всі засувки маніфольної системи, лінійні засувки, очистити місця засмічень;

пошкоджено чи засмічено робоче колесо; збільшено зазори в кільцях ущільнювачів лабіринтного ущільнення внаслідок їх зносу - очистити робоче колесо, замінити зношені та пошкоджені деталі;

через нещільність всмоктувального трубопроводу чи сальника проникає повітря - перевірити герметичність трубопроводу, протягнути чи змінити набивання сальника.

6. Підвищена витрата електроенергії:

подача насоса вище за розрахункову, напір менше внаслідок відкриття засувки на перепускній лінії, розриву трубопроводу або надмірного відкриття засувки на нагнітальному трубопроводі - закрити засувку на перепускній лінії, перевірити герметичність трубопровідної системи або прикрити засувку на напірному трубопроводі;

пошкоджений насос (зношені робочі колеса, кільця ущільнювачів, лабіринтні ущільнення) або двигун - перевірити насос і двигун, усунути пошкодження.

7. Підвищена вібрація та шум насоса:

підшипники зміщені внаслідок ослаблення їхнього кріплення; зношені підшипники - перевірити укладання валу та зазори в підшипниках; у разі відхилення довести величину проміжків до допустимої;

ослаблені кріплення всмоктувального та нагнітального трубопроводів, фундаментних болтів та засувок - перевірити кріплення вузлів та усунути недоліки; 218

попадання сторонніх предметів до проточної частини - прочистити проточну частину;

порушено врівноваженість насоса або двигуна внаслідок викривлення валів, неправильного їх центрування або ексцентричної установки сполучної муфти - перевірити центрування валів та муфти, усунути пошкодження;

збільшено зношування та люфти у зворотних клапанах та засувках на нагнітальному трубопроводі - усунути люфти;

порушено балансування ротора внаслідок засмічення робочого колеса - очистити робоче колесо та відбалансувати ротор;

насос працює в кавітаційному режимі - зменшити подачу шляхом прикриття засувки на нагнітальній лінії, герметизувати з'єднання у всмоктувальному трубопроводі, збільшити підпір, зменшити опір на трубопроводі, що всмоктує.

8. Підвищена температурасальників та підшипників:

нагрівання сальників внаслідок надмірної та нерівномірної затяжки, малого радіального зазору між натискною втулкою та валом, установки втулки з перекосом, заїдання або перекосу ліхтаря сальника, недостатньої подачі ущільнювальної рідини-послабити затяжку сальників; якщо це не дасть ефекту, то розібрати та усунути дефекти монтажу, замінити набивання; збільшити подачу ущільнювальної рідини;

нагрівання підшипників внаслідок слабкої циркуляції олії в примусовій системімастила підшипників, відсутність обертання кілець у підшипниках з кільцевим мастилом, витік олії та забруднення - перевірити тиск у системі мастила, роботу масляного насоса та усунути дефект; забезпечити герметичність масляної ванни та трубопроводу, змінити масло;

нагрівання підшипників внаслідок неправильної їх установки (малі зазори між вкладишем і валом), зносу вкладишів, підвищеної затяжки опорних кілець, малих зазорів між шайбою і кільцями в завзятих підшипниках, задира опорного або завзятого підшипника або розплавлення бабіта - перевірити та усунути; зачистити задир або замінити підшипник.

Поршневі компресори.До деталей, де можлива поява найбільш небезпечних дефектів, відносять вали, шатуни, крейцкопфи, штоки, головки циліндрів, пальці кривошипів, болти та шпильки. Зони, в яких спостерігається максимальна концентрація напруг, - різьблення, жолобники, поверхні сполучень, напресування, шийки та щоки колончастих валів, шпонкові пази.

При експлуатації рами (станини) та напрямних перевіряють деформацію їх елементів. Вертикальні переміщення, що перевищують 0,2 мм є ознакою непрацездатності компресора. На поверхні рами виявляють тріщини та контролюють їх розвиток.

Прилягання до фундаменту рами, а також будь-який із напрямних, закріплених на фундаменті, має бути не менше ніж Г)0 % периметра їхнього загального стику. Не рідше ніж один раз на рік перевіряють горизонтальність положення рами (відхилення площини рами в будь-якому напрямку на довжині 1 м не повинно перевищувати 2 мм). На поверхнях ковзання напрямних не повинно бути рисок, вм'ятин, вибоїн глибиною понад 0,3 мм. Для колінчастого валу при експлуатації контролюють температуру його ділянок, що працюють у режимі тертя. Вона не повинна перевищувати значень, вказаних в інструкції з експлуатації.

Для шатунних болтів контролюють їх затяг, стан пристрою стопоріння та поверхні болта. Ознаки непрацездатності болта такі: наявність тріщин на поверхні, в тілі або різьбленні болта, корозії в призонній частині болта, зрив або зминання витків різьблення. мати розривів, що перевищують 25% довжини кола, при перевищенні залишкового подовження болта на 0,2% від його початкової довжини болт вибраковується.

Для крейцкопфа контролюють стан елементів його з'єднання зі штоком, а також пальця, перевіряють зазори між верхньою напрямною та черевиком крейцкопфа. При експлуатації звертають увагу на стан зовнішньої поверхні циліндра, ущільнення олійників індикаторних пробок, фланцевих з'єднань системи водяного охолодження. Свищі та пропуски газу, води, олії в корпусі або фланцевих з'єднаннях неприпустимі. Температура води на виході з водяних сорочок та кришок циліндрів не повинна перевищувати значень, наведених в інструкції з експлуатації.

Для поршнів підлягає контролю стан поверхні (у тому числі стан і товщина несучої поверхні поршня ковзного типу), а також фіксація поршня на штоку та заглушок (у литих поршнів) щаблі, що працює під тиском. Ознаки вибракування поршнів такі: задираки у вигляді борозен на площі, що становить понад 10 % поверхні заливки, наявність ділянок з відсталим, виплавленим або викрошеним бабітом, а також тріщини із замкнутим контуром. Радіальна тріщина шару заливки має знижуватися до 60 % від початкової. Не допускаються порушення фіксації поршневої гайки для заглушок литих поршнів, люфт поршня на штоку, нещільності поверхні зварних швів, відрив днища поршня від ребер жорсткості.

Для штоків перед виведенням компресора ремонт контролюють биття штока в межах поршня щаблі, стан поверхні штока; виявляють задираки або сліди наволакування металу елементів ущільнювачів на поверхні штока. Не допускаються тріщини на поверхні, 220

галтелях штока, деформації, зрив або зминання різьблення. При експлуатації контролюють герметичність ущільнення штока, не оснащеного та оснащеного системою відведення витоків. Показник герметичності ущільнень штоків - вміст газу в контрольованих місцях компресора та приміщенні, яке не повинно перевищувати значень, що допускаються чинними нормами.

Щорічно під час ремонту перевіряють стан ущільнення штока. Тріщини на елементі чи поломки його неприпустимі. Знос ущільнювального елемента повинен становити не більше 30% його номінальної радіальної товщини, а зазор між штоком і захисним кільцем ущільнення штока з неметалевими елементами ущільнювачів - не більше 0,1 мм.

При експлуатації контроль працездатності поршневих кілець здійснюють за регламентованим тиском і температурою середовища, що стискається. У циліндрах не повинно бути посилення шуму або стуку в циліндрах. Задираки поверхні ковзання кілець повинні бути менше 10% кола. Якщо радіальне зношування кільця в будь-якому його перерізі перевищує 30% початкової товщини, кільце вибраковують.

Ознаки непрацездатності клапанів такі: не нормальний стукіт у клапанних порожнинах, відхилення тисків і температури середовища, що стискається від регламованих. При контролі стану клапанів перевіряють цілісність пластин, пружин та наявність тріщин в елементах клапана. Площа прохідного перерізу клапана в результаті забруднення не повинна зменшуватися більш ніж на 30% від початкової, а щільність - нижче за встановлені норми.

Поршневі насоси.Циліндри та їх гільзи можуть мати такі дефекти: знос робочої поверхнів результаті тертя, корозійний та ерозійний зношування, тріщини, задираки. Величину зносу циліндрів визначають після виїмки поршня (плунжера) шляхом виміру діаметра розточування у вертикальній та горизонтальній площинах за трьома перерізами (середнім і двом крайнім) за допомогою мікрометричного штихмаса.

На робочій поверхні поршня неприпустимі задираки, забоїни, задирки і рвані кромки. Максимально допустиме зношування поршня-(0,008-0,011)Г> п, де Ол- Мінімальний діаметр поршня. При виявленні тріщин на поверхні поршневих кілець, значному та нерівномірному зносі, еліпс-ності, втраті пружності кілець їх необхідно замінити новими.

Відбракувальні зазори поршневих кілець насоса визначають наступним чином: найменший зазор у замку кільця у вільному стані Д» (0,06^-0,08) Б;найбільший зазор у замку кільця в робочому стані Л = до (0,015-^0,03) Д де Про- Мінімальний діаметр циліндра.

Допустиме радіальне жолоблення для кілець діаметром до 150, 150-400, понад 400 мм становить відповідно не більше 0,06-0,07; 0,08-0,09; 0,1-0,11 мм.

Відбракувальний зазор між кільцями та стінками канавок поршня розраховують за такими співвідношеннями: Л т щ = = 0,003 /г; А т ах = (0,008-4-9,01) до,де до- Номінальна висота кілець.

При виявленні рисок глибиною 0,5 мм, еліпсностн 0,15-0,2 мм штоки та плунжери проточують. Шток можна проточувати на глибину трохи більше 2 мм.

Неспіввісність циліндра та напрямної штока допустима в межах 0,01 мм. Якщо биття штока перевищує 0,1 мм, шток проточують на 7г величини биття або правлять.

Технологічні процеси в насосній ЛВДС "Калтаси" супроводжуються значним шумом та вібрацією. До джерел інтенсивного шуму та вібрації відносяться підпірні (20НДсН) та магістральні (НМ 2500-230, НМ1250-260) насоси, елементи вентиляційних систем, трубопроводи для переміщення нафти, електродвигуни (ВАО - 630м, 2АЗМВ1 2000/6000) та інше технологічне обладнання.

Шум діє органи слуху, призводить до часткової чи повної глухоті, тобто. до професійної приглухуватості. При цьому порушується нормальна діяльність нервової, серцево-судинної та травної систем, внаслідок чого виникають хронічне захворювання. Шум збільшує енергетичні витрати людини, викликає втому, що знижує виробничу діяльність праці та збільшує шлюб у роботі.

Тривалий вплив вібрації на людину викликає професійну віброхворобу. Вплив на біологічну тканину та нервову систему вібрація призводить до атрофії м'язів, втрати пружності кровоносних судин, окостеніння сухожилля, порушення вестибулярного апарату, зниження гостроти слуху, погіршення зору, що веде до зниження продуктивності праці на 10-15% і частково є причиною. Нормування шуму на робочих місцях, загальні вимоги до шумових характеристик агрегатів, механізмів та іншого обладнання встановлюються згідно з ГОСТ 12.1.003-83.

Таблиця 4. - Допустимі значення рівня звукового тиску в насосному цеху та вібрації насосного агрегату

Місце виміру	Рівень звуку, дБ	Допустимий за нормою, дБ	Максимальна швидкість, мм/с	Аварійна максимальна, мм/с
Насосна
Вібрація підшипників: а) насоса б) двигуна
Вібрація корпусу: а) насоса б) двигуна
Вібрація фундаменту НА

Захист від шуму та вібрації передбачений СН-2.2.4./2.1.8.566-96, розглянемо найбільш характерні заходи для насосного цеху:

• 1. дистанційне керування обладнанням;
• 2. ущільнення вікон, отворів, дверей;
• 3. усунення технічних недоліківта несправностей обладнання, що є джерелом шуму;
• 4. своєчасний планово-попереджувальний ремонт згідно з графіком, заміна деталей, що зносилися, регулярне мастило деталей, що труться.

Як індивідуальні засоби захисту від шуму використовуються навушники або антифони.

Для зниження чи виключення вібрації СН-2.2.4./2.1.8.566-96 передбачає такі заходи:

• 1. правильне проектування основ під обладнання, з урахуванням динамічних навантажень та ізоляція їх від несучих конструкцій та інженерних комунікацій;
• 2. центрування та балансування обертових частин агрегатів.

Робочі, які піддаються впливу вібрації, повинні регулярно проходити медогляд.

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 з технічної та пожежної безпеки:

• не пізніше ніж за 15 хвилин до пуску основних агрегатів переконатися у функціонуванні системи припливно-витяжної вентиляції у 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 посадових інструкцій та інструкцій 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:

1. з появою диму з ущільнень, сальників у розділовій стіні;
2. при значному витоку нафтопродукту на працюючому агрегаті (розбризкуванні нафтопродуктів);
3. при появі металевого звуку чи шуму в агрегаті;
4. при сильній вібрації;
5. при температурі корпусу підшипників вище за межі, встановлені заводом-виробником;
6. при пожежі чи підвищеній загазованості;
7. 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 сигналізувати про перевищення їх допустимих граничних значень. Умови встановлення та використання цих приладів наводяться у відповідних інструкціях заводів-виробників.

Припливно-витяжні системи вентиляції 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 передбачене ручне керування вентиляторами за місцем; кнопка аварійної зупинкинасосна повинна розташовуватися 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 приймальні 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 роботі обладнання контрольовані параметри відповідно до встановленого переліку повинні реєструватися в 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 стіні розділення в місці з'єднання електродвигунів і насосів встановлюються спеціальні пристрої, що 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).

Система змазки

Монтаж маслосистеми здійснюється за кресленнями проектної організації відповідно до схеми маслопостачання магістральних НА, з настановними кресленнями та інструкціями заводів-виробників. У проекті має бути передбачена резервна система мастила основного обладнання, що забезпечує подачу олії в агрегати при аварійних відключеннях. Після закінчення монтажних робіт повинно бути проведене очищення та промивання напірних та зливних маслопроводів та маслобака, очищені та замінені фільтри.

При пусконалагоджувальних робітах проводиться прокачування олії по маслосистемі, регулюється витрата олії по підшипниках НА шляхом підбору дросельних шайб або запірного пристрою. Маслосистема перевіряється на щільність фланцевих з'єднань та арматури.

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 тиску масла на вході підшипників насоса і електродвигуна. Точки контролю температури, рівня та тиску в системі мастила визначаються проектом.

Масло, що знаходиться в системі мастила, слід замінювати свіжим у встановлені інструкцією з 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 схема системи 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.

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, що 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 згідно з 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 світильники повинні 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, не укріплених 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, що вводяться в експлуатацію, після капітального ремонтута неексплуатованих понад 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 управління та 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 і траншеях, повинні мати зручні приводи, що дозволяють відкривати (закривати) їх без спуску обслуговуючого персоналу в колодязь чи траншею.

13.21. Застосовуваний при ремонтних роботах та технічному обслуговуванні інструмент 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

1. РД 39-0147103-342-89. Методика оцінки експлуатаційних параметрів насосних агрегатів НПС магістральних нафтопроводів. - Уфа: ВНДІСПТнафта, 1989.

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 тиск Ру 25 МПа (250 кгс/см2). Загальні технічні умови.

5. . Арматура трубопровідна запірна. Норми герметичності затворів.

6. ГОСТ 1770-74Е. Посуд мірний лабораторний скляний. Циліндри, мензурки, колби, пробірки. Технічні умови.

7. Правила влаштування та безпечної експлуатації стаціонарних компресорних установок, повітропроводів та газопроводів. - М: Металургія, 1973.

8. Правила влаштування та безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів. - М: НВО ОБТ, 1993.

9. Правила влаштування та безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води. - М: НВО ОБТ, 1994.

10. РД 3415.027-93. Зварювання, термообробка та контроль трубних систем котлів та трубопроводів при монтажі та ремонті обладнання електростанцій (РММ-1С-93). - М: НВО ОБТ, 1994.

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: ВНДІСПТнафта, 1989.

13. Інструкція на технологічний процес капітального ремонту нафтопроводів із заміною ізоляційного покриття та одночасним заглибленням переукладанням у нову траншею. - Уфа: ВНДІСПТнафта, 1989.

14. . Вода питна. Гігієнічні вимогита контроль за якістю.

15. Правила технічної експлуатації систем водопостачання та водовідведення населених місць. - М.: Будвидав, 1979.

16. Правила охорони поверхневих вод від забруднення стічними водами. - М.: Будвидав, 1985.

17. . ЕСЗКС. Тимчасовий протикорозійний захист виробів. Загальні вимоги.

18. ГОСТ 23216-78. Електротехнічні вироби. Загальні вимоги до зберігання, транспортування, тимчасового протикорозійного захисту та упаковки.

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.

21. Правила пожежної безпеки під час експлуатації магістральних нафтопродуктопроводів. - Корпорація "Роснафтогаз", компанія "Транснефть", 1992.

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.

26. ГОСТ 12.4.051-87. ССБТ. Засоби індивідуального захисту органів слуха. Загальні технічні вимоги та методи випробувань.

27. . ССБТ. Вібраційна безпека. Загальні вимоги.

28. . Техніка безпеки у будівництві.

29. ПБ-10-14-92. Правила влаштування та безпечної експлуатації вантажопідіймальних кранів. - М: НВО ОБТ, 1994.

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.

39. Правила влаштування та безпечної експлуатації парових котлів з тиском пари не більше 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ), водогрійних котлів та водопідігрівачів з температурою нагрівання води не вище 388 К (115 °С). НВО ОБТ, Москва, 1992.

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.

43. Положення про систему технічного діагностування парових та водогрійних котлів промислової енергетики. Согл. з Держгіртехнаглядом Росії 15.06.92.

44. А-27750. Котли водогрійні. Інструкція з технічного діагностування. Розроб. НВО ЦНТІ, Дорогобузький котельний завод.

45. Положення про порядок продовження термінів служби судин на енергопідприємствах Мінпаливенерго РФ. Погоджено з Держгіртехнаглядом Росії 09.02.93 р.

46. ​​Методика прогнозування залишкового ресурсу безпечної експлуатації судин та апаратів щодо зміни параметрів технічного стану. Розроб.: Центрхіммаш. Погодження. з Держгіртехнаглядом Росії 05.04.93 р.

ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО

АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НАФТИ «ТРАНСНАФТА»

ВАТ«АК «ТРАНСНАФТА»

ТЕХНОЛОГІЧНІ
РЕГЛАМЕНТИ

(стандарти підприємства)
акціонерної компанії
з транспорту нафти «Транснафта»

ТомI

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНІЗАЦІЇ КОНТРОЛЮ ЗА НОРМАТИВНИМИ ПАРАМЕТРАМИ МН І НПС В ОПЕРАТОРНИХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСЬКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) І ВАТ МН

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1. Регламент визначає порядок контролю операторами НПС, диспетчерськими службами РНУ (УМН), ВАТ МН, фактичних параметрів магістральних нафтопроводів, НПС таНБ відповідність нормативно-технологічним параметрам.

Фактичний параметр - реальне зафіксоване приладами значення контрольованої величини.

Нормативно-технологічні параметри параметри, що встановлюються ПТЕ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологічними картами, Інструкціями з експлуатації, Актами держповірок та іншими нормативними документамивизначальні системи управління технологічним процесом перекачування нафти.

Відхилення -вихід фактичного параметра за межі встановлених меж у табл. «Нормативно-технологічні параметри роботи магістральних нафтопроводів та НПС, що виводяться на екран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) та ВАТ МН» при зниженні контрольованого параметра за межі встановленого мінімально допустимого значення, а також зі збільшенням контрольованого параметра межі встановленого максимально допустимого значення.

1.2. Регламент призначений для працівників служб експлуатації, інформаційних технологій, АСУ ТП, ОГМ , ОДЕ, служби технологічних режимів, диспетчерських служб, РНУ (УМН), ВАТ МН, операторів НПС, ЛВДС, НБ (далі НПС).

2. ОРГАНІЗАЦІЯ ДИСПЕТЧЕРСЬКОГО КОНТРОЛЮ ЗА НОРМАТИВНИМИ ПАРАМЕТРАМИ МН І НПС

2.1. Контроль за відповідністю фактичних параметрів МН таНП З нормативно-технологічними параметрами здійснюється операторами НПС диспетчерськими службами РНУ та ВАТ МН на моніторах персональних комп'ютерів, встановлених в операторних та диспетчерських пунктах відповідно до табл. .

2.2. Відповідність фактичних параметрів роботи обладнання НПС, резервуарні х парків та лінійної частини магістральних нафтопроводів нормативними параметрами контролюється на рівні НПС за системою автоматики та телемеханіки операторами НПС, на рівні РНУ (УМН) та ВАТ МН за системою телемеханіки диспетчерськими службами. Відхилення контрольованих параметрів від нормативних величин має відображатися на моніторах персональних комп'ютерів та щитах сигналізації та супроводжуватися звуковими сигналами.

Супроводження відхилень фактичних параметрів від нормативних світловим та звуковим сигналом, режимом перегляду фактичних параметрів за рівнями управління наведено у табл. .

У режимі перегляду інформація відображається на моніторах, не супроводжується світловою та звуковою сигналізацією та за наявності відхилень інформація подається у щоденному зведенні:

- на НПС – начальнику НПС;

- у РНУ – головному інженеру РНУ;

- у ВАТ – головному інженеру ВАТ.

2.3. Для контролю за роботою обладнання магістральних нафтопроводів та НПС до програми СДКУ РНУ (УМН), ВАТ МН запроваджуються нормативні значення та показники згідно з табл. «Нормативно-технологічні параметри роботи магістральних нафтопроводів та НПС, що виводяться на екран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) та ВАТ МН», далі табл. .

2.4. Таблиця переглядається та затверджується головним інженером ВАТ МН не рідше одного разу на квартал до 25 числа місяця, що передує початку кварталу.

2.5. Таблиця оформляється відділом експлуатації ВАТ МН з розбивкою по РНУ із зазначенням ПІБ відповідальних за надання та зміну даних.

2.6. Порядок збору даних, оформлення та затвердження табл. :

2.6.1. До 15 березня, до 15 липня, до 15 вересня, до 15 грудня фахівці РНУ у напрямку діяльності заповнюють параметри Таблиці за підписом відповідального за кожен параметр. Начальник відділу експлуатації передає проект таблиці на підпис головного інженера РНУ та після підписання протягом доби направляє до ВАТ МН з супровідним листом. Відповідальність за своєчасне формування та передачу у ВАТ МН Таблиці несе головний інженерРНУ.

2.6.2. ОЕ ВАТ до 20 березня, до 20 липня, до 20 вересня, до 20 грудня на підставі представлених із РНУ проектів таблиць формує зведену таблицю та передає на погодження за напрямом діяльності головного механіка, головного енергетика, головного метролога, начальника відділу АСУ ТП , начальник товаро-транспортного відділу, начальник диспетчерської служби.

Узгоджена відділами ВАТ МН таблиця передається ОЕ на затвердження головному інженеру ВАТ МН, який до 25 числа затверджує її та повертає до ОЕ для направлення до відділів ВАТ МН за напрямами діяльності та до РНУ, протягом доби з моменту затвердженняня.

2.6.3. Протягом доби з моменту отримання затвердженої таблиці з ВАТ МН відділ експлуатації РНУ передає із супровідним листом затверджену таблицю згідно з межами обслуговування наНП С, ЛВДС.

2.7. Введення нормативних значень, зазначених у таблиці,затверджених головним інженером ВАТ МН, провадиться відповідальною особою із записом прізвища виконавця в оперативному журналі, протягом доби після затвердження:

- на НПС начальником дільниці АСУ. Відповідальність за відповідність уведених даних несе начальник НПС. Таблиця нормативно-технологічних параметрів запроваджується до АРМ системи автоматики НПС (за пунктами 1-14 табл. ) в операторній НПС, там же зберігається робочий журнал із записами про коригування;

- у СДКУ рівня РНУ працівником відділу ІТ чи АСУ ТП РНУ призначеним наказом. Таблиця нормативно-технологічних параметрів вводиться до СДКУ РНУ (УМН) з АРМ адміністратора СДКУ РНУ (за пунктами 15-27 табл. ), у диспетчерській РНУ зберігається робочий журнал із записами про коригування. Відповідальність за відповідність запроваджених нормативних значень несе начальник відділу ІТ (АСУ ТП) РНУ;

- відповідальність за відповідність введених нормативних значень всіх рівнях несе начальник відділу ІТ (АСУ ТП) ВАТ МН.

2.8. Підставою для внесення змін нормативних значень та показників до системи СДКУ є скасування чинних та введення нових документів, зміна ПІБ відповідальних за надання та зміну даних, зміни у технологічних картах, режимах роботи нафтопроводів, резервуарів, обладнання НПС, у ПТЕ МН, Регламентах, РД та і т.д.

Зміни проводяться ОЕ виходячи з службових записок відповідних відділів і служб за напрямами діяльності з ім'ям головного інженера ВАТ. Протягом доби ОЕ оформляє відповідно до пункту . цього регламенту доповнення до табл.. Після затвердження доповнення доводяться ОЕ до всіх зацікавлених відділів, служб та структурних підрозділів відповідно до п..п . та цього регламенту.

2.9. Не рідше одного разу на зміну операториНП З диспетчерські служби РНУ перевіряють відповідність фактичних параметрів роботи обладнання нормативним значенням таблиці , що виводяться на екран АРМ .

2.10. При надходженні світлового та звукового сигналу про невідповідність фактичних параметрів роботи МН, НПС нормативним, інформація автоматично заноситься до архіву аварійних сообщ ен «Нормативно-технологічних параметрів роботи МН та НПС».

Електронний архів повинен задовольняти такі вимоги:

- термін зберігання даних ЦДДо Для РНУ - 3 місяці, для ВАТ - 1 місяць;

- для запобігання несанкціонованому доступу сторонніх осіб до архіву аварійних повідомлень має бути реалізовано розмежування прав та контроль доступу до архіву аварійних повідомлень засобами ЦДКУ;

- в архіві аварійних повідомлень має бути можливість вибору повідомлень за типом, часом виникнення, змістом;

- засобами ЦДКУ забезпечити виведення архівних повідомлень на друк.

Особливі вимоги – електронний архів має містити службову інформацію про стан програмно-апаратних засобів, виявлену за результатами самодіагностики системи.

2.11. Дії чергового оперативного персоналу НПС, РНУ (УМН ), ВАТ під час надходження світлового чи звукового сигналу про відхилення фактичних параметрів роботи устаткування нормативних.

2 .11.1. При надходженні світлового або звукового сигналу про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних операторів НПС зобов'язаний:

- вжити заходів до забезпечення нормальної роботиНПС;

- доповісти про подію головним спеціалістам НПС (служби головного механіка - за пунктами 1-3, 6 -11, служби головного енергетика - з п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, Л ЕС – 15, 16, 18, 20, 21, ділянки АСУ – за п.п. 20, 21, 22-27, службу безпеки - з п.п. 15, 6, 19-21), начальнику НПС та диспетчеру РНУ (УМН) - за всіма пунктами таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця);

- доповісти диспетчеру РНУ про причини відхилення та вжитих заходівна підставі повідомлення головних спеціалістів НПС.

2. 11.2. При надходженні повідомлення оператора НПС про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних, світлового чи звукового сигналу на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ зобов'язаний:

- доповісти головним спеціалістам РНУ для з'ясування причин (ОДМ - за пунктами 1-3, 6 -11, ОДЕ - з п.п. 4, 5, 12 -1 4, 17, 19, ОЕ – 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ – за п.п. 20, 21, Метрології - з п. 22, ТТО - з п.п. 15, 24-27, службу безпеки - з п.п. 15, 16, 19-21), головному інженеру РНУ та диспетчеру ВАТ - за всіма пунктами Таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі, у добовому диспетчерському аркуші та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця );

- доповісти диспетчеру ВАТ про причини відхилення та вжиті заходи на підставі повідомлення головних спеціалістів РНУ.

2. 11.3. При надходженні повідомлення диспетчера РНУ, світлового чи звукового сигналу на АРМ СДКУ про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних диспетчер ВАТ зобов'язаний:

- вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи нафтопроводу;

- доповісти головним спеціалістам ВАТ для з'ясування причин (ОДМ - за пунктами 1-3, 6 -11, ОДЕ - з п.п. 4, 5, 12-14, 17, 19, ОЕ - 16, 18, 20, 21, ОАСУ – за п.п. 20, 21, Метрології - з п. 22, ТТО - з п.п. 26-27, СТР - за п. 15), головного інженера ВАТ - за всіма пунктами таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі, у добовому диспетчерському аркуші та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця ).

2.12. Дії головних спеціалістів НПС, РНУ (УМН) та ВАТ МН під час надходження повідомлення про відхилення фактичних робочих параметрів роботи обладнання, МН від нормативних параметрів:

- головні фахівціНП З зобов'язані вжити заходів щодо з'ясування обставин, що призвели до відхилення параметрів від нормативних, усунути причини відхилення та доповісти начальнику НПС, оператору;

- головні спеціалісти РНУ зобов'язані - з'ясувати обставини, що призвели до відхилення параметрів від нормативних, вжити заходів для усунення причин відхилення та доповісти головному інженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- Основні фахівці ВАТ мають - з'ясувати обставини, які призвели до відхилення параметрів від нормативних, вжити заходів для усунення причин відхилення та доповісти головному інженеру ВАТ, диспетчеру ВАТ.

2 .13. Крім зазначених у табосіб е нормативно-технологічних параметрів, оператор НПС, диспетчерська служба РНУ, ВАТ МН контролює роботу обладнання НПС, резервуарны х парків, нафтопроводів та всі параметри роботи МН та НПС зазначені у технологічних картах, регламентах, таблицях уставок та інструкціях.

Прийняті скорочення

АЧР - автоматичне частотне розвантаження

ІЛ-вимірювальна лінія

КП-контрольний пункт

КПП СОД-камера прийому пуску засобів очищення та діагностики

ЛЕП - лінія електропередачі

МА-магістральний агрегат

МН-магістральний нафтопровід

НБ-нафтобаза

ЛП ДС-лінійна виробничо-диспетчерська станція

НПС- нафтоперекачувальна станція

ПА-підпірний агрегат

П До У- пункт контролю та управління

РД-регулятор тиску

РНУ-районне нафтопровідне управління

САР-система автоматичного регулювання

СОУ-система виявлення витоків

ТМ-телемеханіка

ФГУ-фільтр-грязевловлювач

ПОЯСНЕННЯ ДО ЗАПОВНЕННЯ ТАБЛИЦІ

У таблиці обов'язково заповнюється ПІБ відповідального за надання та зміну даних та ПІБ відповідального за введення даних до системи ЦДКУ.

Введення всіх нормативних параметрів здійснюється в ручному режимі.

Розділ НПС

У п. «Величина максимально допустимого тиску, що проходить через НПС» у графі «макс» вказується величина максимально-допустимого тиску, що проходить через зупинену НПС, через камеру пропуску або пуску-приймання очисних пристроїввиходячи з несучої здатностітрубопроводу на приймальній частині НПС.

Введення

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та СДКУ (незалежно відключено або підключено НПС до нафтопроводу).

У п. встановлюється величина відхилень тиску на прийомі і на виході НПС визначальна межі (діапазон) тисків, що характеризують нормальну роботу нафтопроводу в режимі, що встановився. Вводиться на НПС оператором після 10 хвилин роботи нафтопроводу режимом, що встановився.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично засобами автоматики та телемеханіки НПС.

Контроль параметра здійснюється автоматично системою автоматики НПС, через Т М засобами ЦДКУ.

Режим роботи нафтопроводу, що встановився - це режим роботи нафтопроводу, при якому забезпечена задана продуктивність, завершені всі необхідні пуски і зупинки НПС і відсутні зміни (коливання) тиску протягом 10 хвилин.

В п .п . і вказується величина відхилення тиску від тиску на виході і прийомі НПС. Верхня межа тиску на виході НПС встановлюється на 2 кгс/см 2 більше робочого тиску, що встановився, але не більше максимально допустимого зазначеного в технологічної карті. Нижня межа тиску прийомі НПС встановлюється на 0,5 кгс/см. 2 менше встановленого раб очей тиску, але не менше мінімально допустимого тиску зазначеного в технологічній карті. Аналогічно встановлюється межа максимального тиску на прийомі НПС та мінімального тискуна виході НПС.

У п. вказується максимально і мінімально допустимий перепад тиску на фільтрах брудоуловлювачів, згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У вод здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦД До У.

У п. вказується номінальне навантаження електродвигуна МА згідно з паспортом.

Введення здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль

У п. вказується номінальне навантаження електродвигуна ПА згідно з паспортом.

Введення

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима вібрація магістрального насоса, поріг спрацьовування (уставка) агрегатного захисту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима вібрація підпірного насоса, поріг спрацьовування (уставка) агрегатного захисту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

Через ТМ передається одне максимальне значеннявібрації підпірного насоса для контролю засобами ЦДКУ

У п. вказується напрацювання магістрального агрегату згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично за оперативними даними ЦДКУ.

Контроль за цим нормативним параметром здійснюється засобами ЦДКУ. Фактична напрацювання має перевищувати нормативний показник.

У п. вказується максимальне допустиме безперервне напрацювання МА д про перехід на резервний 600 годин згідно з Регламентом «Забезпечення змінності працюючих і магістральних агрегатів, що знаходяться в резерві.НПС».

У п. вказується напрацювання МА до капітального ремонту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У п. вказуються аналогічні п. параметри для ПА згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У п.п. і вказується нормативна кількість відповідно магістральних і підпірних агрегатів НПС, що перебувають у стані АВР, але не менше ніж по 1 агрегату МА та ПА.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системою автоматики НПС та ЦД До У.

У п. вказується положення вступних та секційних вимикачів.

У п. вказується нормативний показник положення вступних вимикачів ВКЛЮЧЕНО.

У п. вказується нормативний показник положення секційних вимикачів ВІДКЛЮЧЕНО.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується зникнення напруги на шинах 6-10 кВ.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується кількість відключеньМА та ПА зі спрацьовування захисту АЧР.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

Розділ Лінійна частина

У п. вказується величина максимально допустимого тиску кожному КП при максимальному режимі роботи нафтопроводу. Розраховується кожному за КП виходячи з затверджених ВАТ МН режимів роботи нафтопроводу.

Введення поточних фактичних властивостей здійснюється засобами ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦД До У.

У п. вказується нормативна величина тиску на КП підводного переходу Визначається за Регламентом технічної експлуатації переходів МН через водні перепони.

Введення

Контроль

У п. вказується величина максимального та мінімального захисного потенціалу на КП, норматив визначається за ГОСТ Р 51164-98.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимальний допустимий рівень ємності збору витоків на КППСОД не більше 30 % від максимального обсягу ємності.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується наявність або відсутність напруги на вздовж трасовій ЛЕП , електроживлення КП. Нормативний показник наявності напруги живлення ПКУ.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. зазначається несанкціонований доступ (відкриття дверей б/б ПКУ без заявки та повідомлення диспетчеру РНУ). Нормативний показник 0.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується нормативний показник «закрито» 3 або «відкрито», при мимовільній зміні положення засувок на лінійній частині виникає сигнал відхилення від нормативного параметра. Нормативний показник 0.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

РозділУУН

У п. відображається фактична миттєва витрата ІЛ в реальному часі в режимі перегляду.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично засобами Т М з УУН у реальному часі.

Контроль здійснюється через ТМ засобами ЦД До У.

У п. вказується вміст води у нафті.

Введення поточних фактичних параметрів при л їх можливості здійснюється автоматичнопро дані Б КК засобами Т Ммул та в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима густина нафти.

Введення КК засобами ТМ або у ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима в'язкість нафти.

Введення поточних фактичних параметрів за наявності можливості здійснюється автоматично за даними БКК засобами ТМ чи ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустимий вміст сірки в нафті.

Введення поточних фактичних параметрів за наявності можливості здійснюється автоматично за даними Б До До засобів ТМ або в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустимий вміст солей хлористих за даними хімічним. аналізу.

Введення контрольований параметр здійснюється в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.