ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ
И СООРУЖЕНИЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05

 

РАЗРАБОТАН коллективом авторов ГУП «ИПТЭР» и ОАО «АК «Транснефть»:

от ОАО «АК «Транснефть» - Калинин В.В., Лисин Ю.В., Ярыгин В.Н., Пахомов С.А.

от ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» - Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М., Битаева Р.Р., Сулейманов М.К., Филин В.Е., Низамов А.А., Еронен В.И., Беркутов И.С., Баженов В.В., Павлова З.Х., Аймурзин А.Ю., Иванов Х.Ф.

В разработке отдельных положений РД принимали участие специалисты отделов и служб главных механиков ОАО МН.

ВНЕСЕН ОАО «АК «Транснефть»

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

Распространяется на механо-технологическое оборудование, технологические и вспомогательные нефтепроводы, инженерные коммуникации, здания и сооружения нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов.

Предназначен для инженерно-технических и руководящих работников ОАО МН, а также служб, занимающихся техническим обслуживанием и ремонтом механо-технологического оборудования, технологических и вспомогательных нефтепроводов, инженерных коммуникаций, зданий и сооружений нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов.

Руководящий документ устанавливает единый порядок организации технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций для обеспечения их надежной и экономичной эксплуатации.

ВНЕСЕНО Изменение № 1, утвержденное Первым вице-президентом ОАО "АК "Транснефть" В.В. Калининым 06.10.2006 г., Изменение № 2, утвержденное Первым вице-президентом ОАО "АК "Транснефть" В.И. Кушнаревым 17.12.2007 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения

Руководящий документ устанавливает единый порядок технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования: магистральных, подпорных и вспомогательных насосов; арматуры и обратных затворов; систем смазки; вентиляционных систем и воздухонагревательных установок; регуляторов давления; систем сглаживания волн давления; фильтров-грязеуловителей; предохранительных клапанов; систем откачки утечек, пожаротушения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений, а также технологических и вспомогательных нефтепроводов, инженерных коммуникаций нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН).

Документ предназначен для инженерно-технических и руководящих работников предприятий ОАО магистральных нефтепроводов, а также служб занимающихся техническим обслуживанием и ремонтом механо-технологического оборудования, технологических и вспомогательных нефтепроводов, инженерных коммуникаций НПС.

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

С введением в действие Руководства утрачивает силу РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций», а также имеющие разночтения с настоящим документом отдельные положения, действующих на предприятиях ОАО «АК «Транснефть» нормативно-технических документов по ремонту механо-технологического оборудования НПС.

2 Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:

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

ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности

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

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 12.1.050-86 ССБТ. Методы измерения шума на рабочих местах

ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.1-75 ССБТ. Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.044-80 ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности

ГОСТ 12.4.009-83 ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

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

ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 481-80 Паронит и прокладки из него. Технические условия

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

ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Методы определения наличия воды

ГОСТ 2477-65 Нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 4333-87 Нефтепродукты. Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле

ГОСТ 5152-84 Набивки сальниковые. Технические условия

ГОСТ 5762-2002 Задвижки на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия

ГОСТ 5976-90 Вентиляторы радиальные общего назначения. Общие требования

ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа

ГОСТ 6134-87 Насосы динамические. Методы испытаний

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 8220-85 Гидранты пожарные подземные. Технические условия

ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 9789-75 Клапаны предохранительные пружинные полноподъемные фланцевые стальные на Р_у = 1,6 и 4,0 МПа (16 и 40 кгс/см²)

ГОСТ 9833-73 Кольца резиновые уплотнительные круглого сечения для гидравлических и пневматических устройств. Конструкция и размеры

ГОСТ 12124-87 Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры

ГОСТ 12532-88 Клапаны предохранительные прямого действия

ГОСТ 13252-91 Затворы обратные на номинальное давление Р_Н £ 25 МПа (250 кгс/см²). Общие технические условия

ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 18829-73 Кольца резиновые уплотнительные круглого сечения для гидравлических и пневматических устройств

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 21345-78 Краны конусные, шаровые и цилиндрические на Ру до 16 МПа (160 кгс/см²). Общие технические требования

ГОСТ 21424-93 Муфты упругие втулочно-пальцевые. Параметры и размеры

ГОСТ 22161-76 Машины, механизмы, паровые котлы, сосуды и аппараты судовые. Нормы и правила гидравлических и воздушных испытаний

ГОСТ 22704-77 Уплотнения шевронные резинотканевые для гидравлических устройств. Технические условия

ГОСТ 23118-99 Конструкции стальные строительные

ГОСТ 23216-78 Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, временная противокоррозионная защита, упаковка. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ 24039-80 Материалы асбестополимерные уплотнительные. Метод определения разрывов и плотности

ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная

ГОСТ Р 50800-95 Установки пенного пожаротушения автоматические

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51188-98 Защита информации. Испытание программных средств на наличие компьютерных вирусов. Типовое руководство

ГОСТ Р 51232-98 Вода питьевая. Общие требования к организации и методам контроля качества

ГОСТ ИСО 10816-1-97 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 1. Общие положения

ГОСТ ИСО 10816-3-99 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 3. Промышленные машины номинальной мощностью более 15 кВт и номинальной скоростью от 120 до 15000 мин^-1

СНиП 2.02.01-83 Основание зданий и сооружений

СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции

СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий

СНиП 2.04.03-85* Канализация. Наружные сети и сооружения

СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство

СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование

СанПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества

СанПиН 2.1.5.980-00 Гигиенические требования к охране поверхностных вод

3 Термины и определения

3.1 авария: Внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного или частичного разрушения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

- воспламенением нефти или взрывом ее паров;

- загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

- утечками нефти объемом 10 м³ и более.

3.2 аварийный запас: Необходимый запас технологического оборудования и материалов, определенный в соответствии с установленными нормами, по номенклатуре и количеству достаточный для восстановления работоспособности оборудования и сооружений после аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов и для выполнения неплановых ремонтов, не предусмотренных графиками ППР и ТО.

3.3 инцидент: Отказ или повреждение оборудования или технических устройств на объектах МН, отклонение от режима технологического процесса, которые сопровождаются утечками нефти объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.

3.4 контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров оборудования и сооружений требованиям технической документации и определение на этой основе одного из видов технического состояния в данный момент времени (работоспособно или не работоспособно).

3.5 магистральный нефтепровод: Инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта.

3.6 назначенный срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации согласно сроков, установленных заводом-изготовителем или по результатам технического освидетельствования, при достижении которой эксплуатация оборудования должна быть прекращена.

3.7 неплановый диагностический контроль: Осуществляемый без предварительного назначения, контроль технического состояния оборудования НПС, проводимый при отклонении постоянно контролируемых параметров от нормативных величин.

3.8 неплановый ремонт: Ремонт, постановка на который осуществляется без предварительного назначения.

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

3.10 нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода: Комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по одному магистральному нефтепроводу.

3.11 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния оборудования, сооружений, объектов.

3.12 периодичность технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля): Интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта, диагностического контроля) и последующим таким же видом или другим большей сложности.

3.13 плановый диагностический контроль: Осуществляемый по графику контроль фактического технического состояния оборудования НПС, позволяющий оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности, наработки до ремонта или до следующего диагностического контроля, определить необходимость, объем и вид ремонта.

3.14 плановый ремонт: Ремонт, осуществляемый по графику в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

3.15 производственная площадка НПС (ПП НПС): Одна или несколько насосных станций, расположенных на одной территории и имеющие общие вспомогательные производства, сооружения и системы.

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

3.17 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и полному или частичному восстановлению ресурса оборудования и его составных частей, обеспечивающий эксплуатацию с заданной надежностью и экономичностью в периоды между ремонтами и диагностическими контролями. По объему работ ремонт подразделяется на следующие виды: текущий, средний, капитальный.

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

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

3.19 техническое обслуживание (ТО): Комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования при его эксплуатации, при ожидании (если оборудование в резерве), хранении и транспортировании.

3.20 техническое состояние: Состояние оборудования и сооружений, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями его параметров, установленных технической документацией.

3.21 техническое освидетельствование (освидетельствование): Комплекс работ, выполняемых с целью оценки технического состояния оборудования и выдачи заключения о возможности и условиях его дальнейшей эксплуатации на определенный период, необходимости ремонта или списания.

3.22 технологический (технический) резерв: Запас оборудования, запасных частей и материалов, предназначенный для обеспечения проведения работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту оборудования и сооружений объектов МН.

4 Обозначения и сокращения

5 Организация и планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений НПС

5.1 Организация контроля работоспособности и работ по ТО и ремонту оборудования НПС

5.1.1 Диагностические контроли, техническое обслуживание и ремонтные работы проводятся по графикам через интервалы времени (наработки), указанные в данном РД с учетом инструкций по эксплуатации конкретного вида оборудования, фактических показателей надежности, срока службы каждой единицы оборудования и ее фактического технического состояния.

Фактическое техническое состояние определяется по результатам технических осмотров, диагностических контролей, дефектоскопии деталей при ремонтах и освидетельствовании, показаниям контрольно-измерительных приборов.

5.1.2 При эксплуатации оборудования производятся:

- диагностический контроль (оперативный, плановый, неплановый);

- техническое обслуживание;

- плановые текущий, средний, капитальный ремонты;

- ремонт по фактическому техническому состоянию.

Плановый диагностический контроль проводится с периодичностью, указанной в соответствующих разделах данного РД и перед плановыми средним и капитальным ремонтами с целью выявления дефектов и уточнения объемов ремонтных работ.

Неплановый диагностический контроль проводится при отклонении постоянно контролируемых параметров работы оборудования от нормативных значений. По результатам непланового диагностического контроля принимается решение о выводе оборудования в ремонт по фактическому состоянию.

Техническое обслуживание, плановые текущий, средний, капитальный ремонты оборудования НПС проводятся в объеме и в сроки, определенные в соответствующих разделах данного РД.

Объем ремонтных работ корректируется на основании дефектного акта (приложение А), составляемого после дефектоскопии деталей, при разборке оборудования во время выполнения ремонта, а также акта диагностического контроля. В акте диагностического контроля должны быть отражены: дата и время контроля; режим работы и производительность нефтепровода; основные технические характеристики оборудования; базовые и фактические диагностируемые параметры; заключение о работоспособности оборудования (работоспособно или неработоспособно); предполагаемый срок следующего диагностического контроля; причины неработоспособности, предполагаемый объем ремонтных работ (если оборудование неработоспособно); должность, Ф.И.О., подпись лица, проводившего диагностический контроль и ответственного за эксплуатацию данного оборудования.

5.1.3 Контроль выполнения графика проведения диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов должен осуществлять главный механик ОАО МН.

5.1.4 Главный инженер районного управления магистральных нефтепроводов (РУМН, РНУ, далее по тексту РНУ), главный механик РНУ обязаны обеспечить организацию своевременного проведения диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов механо-технологического оборудования.

5.1.5 Заместитель начальника НПС (главный инженер НПС, заместитель начальника НПС по технической части, старший инженер, далее по тексту, заместитель начальника НПС) обязан обеспечить своевременное проведение диагностических контролей и ремонтных работ в соответствии с графиком, контролировать ведение оперативной и ремонтной документации, формирование периодических сводок по наработке оборудования и базы данных по отказам.

5.1.6 Контроль эксплуатационных параметров работы механо-технологического оборудования НПС должен осуществляться автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также оперативным (дежурным) персоналом нефтеперекачивающих станций.

5.1.7 Дежурный персонал должен осуществлять технические осмотры оборудования НПС, контролировать пуск, остановку, осуществлять аварийный вывод оборудования из эксплуатации, вести журнал регистрируемых параметров НА (приложение С), осуществлять контроль фактических параметров работы МН и НПС и фиксировать их отклонения согласно Регламента организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН.

Приемка и передача смены оперативным (дежурным) персоналом регистрируются в «Журнале состояния технологического оборудования, принятого по смене» (приложение Б).

Приемка и сдача смены во время ликвидации отказа, переключения, включения и отключения оборудования запрещается.

5.1.8 Эксплуатационно-ремонтный (ремонтный) персонал НПС должен выполнять техническое обслуживание, плановый текущий ремонт (в случае отсутствия БПО при РНУ), аварийно-восстановительные работы (в объеме текущего ремонта), осуществлять подготовку оборудования НПС к передаче в ремонт исполнителю ремонта.

Эксплуатационно-ремонтный (ремонтный) персонал должен быть обучен и иметь квалификационное удостоверение на проведение соответствующего вида работ.

5.1.9 Исполнителями плановых и неплановых диагностических контролей являются специализированные предприятия или специалисты НПС, РНУ, ОАО МН, аттестованные по методам и видам неразрушающего контроля на соответствующий вид работ, согласно ПБ 03-440-02 [1].

5.1.10 Текущий, средний и капитальный ремонт оборудования НПС выполняется специализированным предприятием (ЦБПО, БПО, ремонтно-механическим заводом, ремонтно-механическими мастерскими и др.).

5.1.11 исключен (Изм. № 2)

5.2 Планирование работ по ТО и ремонту оборудования НПС

5.2.1 Диагностические контроли, техническое обслуживание и ремонт оборудования НПС выполняются в сроки, установленные годовым графиком проведения ТО, плановых диагностических контролей и плановых ремонтов. Работа оборудования после установленных графиком сроков выполнения ремонтов запрещается. Ремонт оборудования, связанный с прекращением перекачки, должен выполняться в сроки плановой остановки нефтепровода или отдельных его участков.

5.2.2 Годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) график проведения ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов составляется на все виды механо-технологического оборудования ежегодно до 1 июля года, предшествующего планируемому инженером-механиком НПС, согласовывается с заместителем начальника НПС, с начальником соответствующего ремонтного участка ЦБПО (БПО), визируется главным механиком РНУ, согласовывается главным механиком ОАО МН и утверждается главным инженером РНУ.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5.2.3 График ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов (приложение В) составляется на основе периодичности указанной в соответствующих разделах данного РД, информации о выполненных ранее ремонтных работах, диагностических контролей, плановых остановок, наработке и количестве пусков, а также в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

5.3 Порядок передачи оборудования в ремонт и приемки из ремонта

5.3.1 При выполнении ремонтных работ, осуществляемых эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, оформляется акт вывода оборудования в ремонт, в котором указывается объем работ. Акт, составленный по форме согласно приложению Г, подписывается заместителем начальника НПС и инженером-механиком НПС.

5.3.2 Передача оборудования в ремонт специализированному предприятию оформляется актом (приложение Г), который подписывается заместителем начальника НПС и представителем предприятия - исполнителя ремонта. При выводе оборудования в ремонт формуляр на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в ремонт, акт диагностического контроля и дефектный акт передаются представителю предприятия - исполнителя ремонта.

5.3.3 Перед выводом оборудования в ремонт на основании оформленного в соответствии с утвержденным в ОАО «АК «Транснефть» регламентом наряда-допуска выполняется комплекс подготовительных мероприятий по отсоединению оборудования от технологических коммуникаций, сбросу давления и освобождению от нефти, снятию напряжения с электроприводов задвижек и насосов эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС под руководством инженера-механика и инженера-энергетика НПС. После выполнения подготовительных работ оператор НПС допускает исполнителей ремонта к выполнению работ.

5.3.4 Заместитель начальника НПС и инженер-механик НПС должны осуществлять контроль соблюдения технологии ремонта оборудования на НПС и качества его выполнения, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных при ремонте работах.

5.3.5 Приемка оборудования из ремонта, выполняемого эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, осуществляется заместителем начальника НПС. При этом составляется акт приемки оборудования из ремонта, подписанный заместителем начальника НПС, инженером-механиком и ответственными за подготовку и выполнение ремонтных работ (приложение Д). Акт утверждается начальником НПС.

Приемка оборудования из ремонта, выполняемого специализированным предприятием, осуществляется заместителем начальника НПС у представителя предприятия-исполнителя ремонта и оформляется актом (приложение Д).

Акт приемки оборудования из ремонта хранится совместно с формуляром на оборудование.

5.3.6 Результаты среднего и капитального ремонтов отражаются в протоколе наладки оборудования, который заполняет исполнитель ремонта. Протокол хранится совместно с формуляром на оборудование.

5.3.7 Сведения о проведении ремонтов заносятся в формуляр оборудования инженером-механиком НПС с перечислением проведенных работ и замененных деталей и узлов.

5.3.8 Принятое из ремонта оборудование вводится в работу оперативным персоналом после окончания ремонтных работ и закрытия наряда-допуска.

5.3.9 Оборудование, прошедшее ремонт на НПС, считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний (обкатки) в рабочем режиме:

- после текущего ремонта - в течение 8 ч;

- после среднего и капительного ремонта - 72 ч.

5.3.10 При передаче на НПС оборудования, отремонтированного на специализированном предприятии, прилагается формуляр с заполненными результатами ремонта, входного и выходного контроля, гарантийным сроком эксплуатации, протоколом наладки. Оборудование считается принятым после наработки 72 часов и подписания акта приемки.

5.3.11 В формуляр оборудования, подвергнутого испытанию после ремонта, должны вноситься его результаты с указанием параметров испытания.

5.4 Техническая документация

5.4.1 В перечень документации, используемой при техническом обслуживании и ремонте механо-технологического оборудования НПС входят:

- проектная и исполнительная документация (чертежи, схемы) со всеми последующими изменениями;

- нормативная документация (ГОСТ, ОСТ, СНиП, ППБ, ПБ, ССБТ, ВНТП, ВСН, РД, СО)

- регламенты ОАО «АК «Транснефть» по ТО и ремонту механо-технологического оборудования НПС;

- паспорта заводов-изготовителей установленного оборудования;

- руководство (инструкция) по эксплуатации каждого вида оборудования;

- формуляры установленного оборудования, систем (приложения Ж, К), а также технологических и вспомогательных нефтепроводов (форма формуляра - в соответствии с «Регламентом ведения паспортов на технологические и вспомогательные нефтепроводы ЛПДС(НПС)» ОАО «АК «Транснефть») и запорной арматуры, обратных затворов (форма формуляра - в соответствии с «Регламентом входного контроля, ТО, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть»),

- формуляр дефектоскопического контроля валов и заключение (акт) о его проведении (приложение Л);

- графики ремонтов, технических обслуживаний и диагностических контролей (приложение В);

- акты проведения диагностических контролей, дефектные акты (приложение М, А);

- акты сдачи и приемки из ремонта оборудования, протоколы наладки (приложение Г, Д, Н);

- журналы осмотра механо-технологического оборудования начальником НПС, заместителем начальника НПС, инженерами служб НПС и дежурным персоналом (приложение П);

- акты осмотра зданий и сооружений;

- документы по техническому освидетельствованию оборудования НПС (заключение экспертизы промышленной безопасности на оборудование по результатам его технического освидетельствования, с актами проведения контролей);

- документация по учету и анализу отказов основного механо-технологического оборудования НПС должна включать журналы учета отказов и неисправностей НПС (приложение Р). Расследование причин отказов осуществляется комиссией, назначенной приказом по РНУ. Сведения хранятся у заместителя начальника НПС. До обслуживающего персонала доводятся причины возникновения отказов и мероприятия по предотвращению их повторения.

5.4.2 Для своевременного принятия решения о проведении непланового диагностического контроля или непланового ремонта используются формы оперативной документации с указанием предельных и фактических величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит (в т.ч. журнал регистрируемых параметров НА (приложение С), журнал контроля событий и принимаемых мер при отклонении фактических параметров работы оборудования и МН от нормативных (форма приведена в Регламенте контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН).

5.4.3 Перечень и порядок ведения документации технического обслуживания и ремонта механо-технологического оборудования представлены в приложении Т.

5.4.4 Все конструктивные изменения (вносимые в процессе эксплуатации) магистральных и подпорных насосов, арматуры и обратных затворов, регуляторов давления, оборудования системы сглаживания волн давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительных клапанов, а также изменения проектных решений систем вентиляции, пожаротушения, технологических и вспомогательных трубопроводов должны быть согласованы с территориальным органом Ростехнадзора РФ, утверждены главным инженером ОАО МН и отражены в схемах, чертежах, формулярах оборудования инженером-механиком НПС с указанием даты внесения изменения. Использование модернизированного оборудования допускается при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.

5.4.5 Руководство по эксплуатации каждого вида оборудования, регламенты ОАО «АК «Транснефть» по техническому обслуживанию и ремонту оборудования НПС должны пересматриваться не реже одного раза в 3 года, а также после проведения реконструкции, модернизации или консервации оборудования и НПС, и находиться на рабочих местах.

5.4.6 Акты и протоколы, составляемые при диагностировании, дефектоскопии и ремонте должны храниться совместно с формулярами соответствующего оборудования.

5.4.7 Акт и протоколы, оформляемые при техническом обслуживании и ремонте должны храниться до выполнения следующего такого же вида работ, но не менее 2-х лет. Акты и протоколы диагностического контроля подлежат хранению в течение не менее 2-х лет после проведения последующего капитального ремонта оборудования. Акты и протоколы дефектоскопического контроля валов должны храниться до завершения их эксплуатации.

6 Техническое обслуживание и ремонт магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

6.1 Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля насосов и дефектоскопического контроля валов

6.1.1 Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонтов насосов приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

6.1.2 Периодичность дефектоскопического контроля валов магистральных подпорных насосов приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Периодичность дефектоскопического контроля валов магистральных и подпорных насосов

6.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту насосов

6.2.1 Типовые объемы работ технического обслуживания и ремонтов магистральных, подпорных и вспомогательных насосов приведены в таблице 6.3.

Кроме того выполняются все работы, предусмотренные документацией заводов-изготовителей насосов.

6.2.2 Текущий ремонт выполняется без вскрытия насоса.

6.2.3 Средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом в зависимости от технического состояния проводится замена узлов и деталей, а также замена ротора. Демонтированный ротор доставляется на специализированное предприятие для ремонта и дефектоскопии вала.

6.2.4 Капитальный ремонт насоса проводится с периодичностью и в объеме, указанными в таблицах 6.1 и 6.3, а также с выполнением дополнительных работ, определенных при диагностических контролях и во время текущего и среднего ремонта, технического освидетельствования (РД 153-39.4Р-124-02 [2]). При обнаружении дефектов корпуса, насос подлежит демонтажу и ремонту в условиях специализированного предприятия.

6.2.5 В случае приостановки на 8 и более часов производства ремонтных работ, связанных с разборкой магистрального или подпорного насоса, крышка насоса должна быть установлена на корпус и закреплена с полной затяжкой гаек. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.

Таблица 6.3 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту насосов

6.2.6 Обслуживание и ремонт виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатов должны выполняться в соответствии с ТУ 3666-068-00147105-2003 [3], инструкциями по эксплуатации соответствующих комплектующих изделий ВКС [3, 4, 5, 6, 7, 8].

Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонта ВКС представлены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Типовой объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонтов виброкомпенсирующих систем насосных агрегатов

6.2.7 Заменяемый после ремонта ротор должен пройти дефектоскопический контроль с соответствующим оформлением формуляра, заключения или акта по форме приложения Л.

6.2.8 Дефектоскопия валов насосов осуществляется службой дефектоскопии ОАО МН или специализированными предприятиями после демонтажа ротора во время ремонта насоса.

Методика и технология дефектоскопии валов магистральных и подпорных насосов должна соответствовать РД 153-39ТН-010-96 [9].

Внеочередной дефектоскопический контроль проводится, если при визуальном контроле или по результатам вибродиагностики выявлены признаки наличия трещины.

6.2.9 Валы магистральных и подпорных насосов после наработки 72000 часов эксплуатировать запрещено.

6.2.10 Валы вспомогательных насосов подвергаются визуально-измерительному контролю при проведении ремонтов. При выявлении признаков наличия трещины вал подвергается дефектоскопическому контролю с применением ультразвукового, вихретокового, магнитопорошкового, капиллярного методов согласно технологии, представленной в РД 153-39ТН-010-96 [9].

Валы вспомогательных насосов с трещинами эксплуатировать запрещается.

6.3 Требования к выполнению ремонта насосов

6.3.1 Входной контроль деталей и узлов

6.3.1.1. Все детали и узлы, поставляемые для ремонта, подвергаются входному контролю, в ходе которого осуществляется:

- проверка паспортов и сертификатов, наличие в них обозначения (номера), даты, свидетельства о приемки;

- измерение при помощи универсального и специального измерительного инструмента посадочных размеров;

- внешний осмотр на отсутствие трещин, забоин, задиров, надрывов, вмятин, заусениц на поверхности деталей;

- визуальный осмотр шероховатости обработанных поверхностей (при признаках большой шероховатости - контроль профилометром или сравнением с образцами шероховатости);

- внешний осмотр качества швов сварных соединений;

- проверка состояния резьбы и деталей резьбовых соединений;

- контроль основных размеров ротора согласно паспорта (формуляра), результатов балансировки и дефектоскопии, наработки и количества пусков;

- контроль наличия смазки зубчатых муфт; проверка состояния рабочих элементов пластинчатых и упругих втулочно-пальцевых муфт;

- визуальный контроль технического состояния блоков радиально-упорных подшипников, самих подшипников, втулки, кольца. Контроль посадочных размеров, сопоставление их с паспортными и посадочными размерами элементов насоса;

- визуальный контроль качества заливки подшипников скольжения, контроль соответствия номера и размеров подшипника требуемым технической документацией на насос;

- проверка основных размеров торцовых уплотнений, качества притирки пар трения, состояния резиновых уплотнений, упругости пружин торцовых уплотнений, наличия в паспорте данных стендовых испытаний с указанием материала пары трения, размеров колец, испытательного давления, контроль уплотнительных материалов (приложение Х).

6.3.1.2 Требования к контролю и отбраковке деталей общего назначения

Болты, гайки и резьбы:

- состояние резьбы проверяется внешним осмотром, на резьбе деталей не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более 2-х ниток;

- грани головок болтов и гаек не должны иметь повреждений и износа более 0,05 мм.

Стопорные и пружинные шайбы:

- стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в местах перегиба;

- пружинные шайбы, бывшие в употреблении, могут быть использованы повторно, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется величиной развода концов шайб. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый - полуторной.

6.3.2 Контроль выполнения ремонта

6.3.2.1 Перед установкой деталей в насос контролируется:

- состояние поверхностей сопряжения деталей насоса с корпусом;

- качество притирки пар трения и состояние резиновых уплотнений торцовых уплотнений;

- надежность крепления рабочего колеса и втулок на валу;

- легкость вращения внутреннего кольца подшипника качения относительно наружного;

- диаметральные размеры обода рабочего колеса и уплотнительного кольца, размер щелевого зазора между указанными деталями согласно приложению У;

- чистота устанавливаемых деталей.

6.3.2.2 В ходе ремонта осуществляется контроль отдельных операций.

При укладке ротора в корпус насоса рабочее колесо должно занимать симметричное положение относительно спирали корпуса. Такое положение рабочего колеса достигается подгонкой толщины регулировочного кольца. Несовпадение осей рабочего колеса и отвода не должно превышать величины, указанной в документации на конкретный тип насоса. Отклонение контролируется в плоскости разъема.

Положение ротора в радиальном направлении контролируется по замерам зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса, зазоров между валом и втулками. Окончательные величины радиальных зазоров должны сравниваться с паспортными и записываться в протоколе наладки насоса (приложение Н).

Перед установкой крышки насоса проверяется легкость проворачивания ротора от руки, вращение должно быть свободным, без заеданий. Все прокладки должны быть без надрывов и трещин. Использование паронитовых прокладок и резиновых уплотнительных колец, бывших в употреблении, запрещается.

У насоса НГПНА 3600-120 при сборке проверяется величина осевого зазора в узле гидропяты. Величина зазора при роторе, сдвинутом до упора в сторону электродвигателя, не должна превышать 0,5±0,05 мм.

При сборке секционного насоса проверяется осевой зазор между ротором и статором при установке каждого рабочего колеса. Осевой разбег ротора после сборки насоса должен соответствовать величине, указанной в документации на насос, а при отсутствии этого требования должен быть не менее 6 мм.

При сборке насоса осуществляется контроль плавности вращения радиально-упорного подшипника скольжения.

У подшипников скольжения контролируется прилегание по валу, зазоры, натяг по крышке.

Прилегание шеек вала по всей длине вкладышей должно быть обеспечено на угле охвата 60°-90°. При необходимости вкладыши подлежат шабровке. Проверяются верхние и боковые зазоры между шейкой вала и вкладышем. Боковые зазоры контролируются на расстоянии 5-7 мм от плоскости разъема вкладышей. Контролируется установка ротора в корпус насоса в осевом и радиальном направлении.

После установки крышки насоса и равномерного поочередного затягивания диаметрально противоположных гаек в 2-3 приема проверяется плавность вращения ротора от руки и замеряется биение по полумуфте.

После окончания сборки насоса производится проверка герметичности маслосистемы насоса и опрессовка внутренней полости насоса с технологическими нефтепроводами (от входной задвижки насоса до выходной) давлением 1,25 Р_раб, где Р_раб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосных агрегатов.

6.3.3 Результаты ремонтов отражаются в протоколе наладки, приложение Н.

6.3.4 Магистральные и подпорные насосные агрегаты после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанного в п. 5.3.9.

Во время обкатки контролируется температура подшипников, температура и давление масла, вибрация. Если по завершению обкатки рост любого из перечисленных параметров не прекратился (в пределах допустимых значений), то насос не может быть принят в эксплуатацию после ремонта.

Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанного в паспорте насоса (или руководстве по эксплуатации завода-изготовителя). При отсутствии таких указаний обкатка проводится в течение одного часа. Во время обкатки контролируется стабильность давления на выходе насоса и его соответствие технологической карте. При обкатке проверяется отсутствие явлений, свидетельствующих о недостатках ремонта или монтажа (недостаточный напор, повышенный шум, вибрация, нагрев). После обкатки и сравнительного анализа вибрации, замеренной до и после ремонта, выносится заключение о допуске насоса к эксплуатации.

Порядок контроля вибрации вспомогательных насосов изложен в разделе 14.

6.4 Контроль работоспособности насосов

6.4.1 После выполнения среднего и капитального ремонтов и обкатки определяются эксплуатационные характеристики (зависимость напора и КПД от подачи) и параметры (вибрация и температура подшипников насоса), которые сравниваются со значениями, замеренными до вывода агрегата в ремонт, составляется заключение о качестве ремонта. Полученные характеристики являются базовыми и служат основой для оценки технического состояния насосного агрегата при дальнейшей его эксплуатации.

6.4.2 Снятие базовых характеристик проводится под руководством службы технологических режимов. Работы проводятся в соответствии с утвержденной главным инженером ОАО МН программой и методикой.

Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода в соответствии РД 39-0147103-342-89 [10].

6.4.3 Базовые характеристики используются для оценки технического состояния насоса при оперативных и плановых диагностических контролях.

6.4.4 Оперативный контроль осуществляется оператором, который при выявлении отклонений постоянно контролируемых параметров от установившихся (температуры подшипников и масла, давления в маслосистеме, величины вибрации, величины нагрузки электродвигателя насосного агрегата, величины осевого смещения ротора) сообщает об этом инженеру-механику НПС для анализа причин такого изменения и принятия мер по устранению неисправностей.

6.4.4.1 Контроль температуры подшипников насоса осуществляется системой автоматики НПС и дежурным оператором. Для магистральных и подпорных насосов назначаются следующие уставки по максимальной температуре подшипников:

- аварийная максимальная температура подшипников насоса (устанавливается заводом-изготовителем);

- повышенная температура подшипников насоса (устанавливается на 15 °С ниже аварийной).

При повышении температуры подшипников - более чем на 5 °С за 10 минут при установившемся режиме работы насоса, оператор НПС обязан доложить о происшедшем инженеру-механику НПС для анализа причины такого изменения (снижение давления масла или производительности маслонасоса, повышение температуры перекачиваемой нефти, неполадки системы охлаждения масла, рост вибрации подшипниковых опор) и принятия мер по устранению повышения температуры. При дальнейшем повышении температуры на 5 ° и более насосный агрегат выводится в неплановый ремонт.

Для вспомогательных насосов температура подшипников замеряется в случае появления признаков нагрева. Допустимое значение температуры подшипников вспомогательных насосов приводится в паспорте (руководстве по эксплуатации завода-изготовителя). При отсутствии таких сведений допустимое значение температуры подшипников вспомогательных насосов не должно превышать 70 °С.

6.4.4.2 При росте температуры масла проверяется система охлаждения масла согласно разделу 10.

6.4.4.3 Давление масла в маслосистеме магистральных насосных агрегатов контролируется по манометрам общего назначения с пределом измерения 0…1,6 кгс/см² класса точности не более 1,6, установленным в насосном зале. Отбор давления производится перед подшипниками насосного агрегата (в конце масляной магистрали). Давление масла перед подшипниками насосного агрегата должно быть в пределах величины, указанной в инструкции завода-изготовителя насосного агрегата.

При снижении давления масла определяется причина неисправности и принимается решение о необходимости промывки или замены фильтра, регулировки перепускного клапана насоса или перепускного вентиля маслосистемы, осмотра системы на наличие утечек, проверки исправности маслонасосов (см. раздел 10).

6.4.4.4 Контроль вибрации осуществляется согласно разделу 14. При росте величины вибрации выполняется неплановый вибродиагностический контроль с учетом режима работы насоса (подачи и давления на входе).

6.4.4.5 Изменение нагрузки электродвигателя свидетельствует о заклинивании ротора насоса из-за попадания в проточную часть посторонних предметов, разрушении вала или подшипников.

6.4.4.6 Величина осевого смещения (сдвига) ротора для секционных магистральных и подпорных насосов типа НМ и ЦНС, на ротор которых действуют постоянные осевые усилия, должна контролироваться системой автоматики насосных агрегатов, а также визуально один раз в сутки дежурным персоналом на насосах, имеющих соответствующие указатели.

Контролируемая величина осевого смещения ротора и установка датчиков для его измерения должна соответствовать документации на конкретный тип насоса.

6.4.4.7 При срабатывании защиты насосного агрегата по аварийной утечке нефти из торцового уплотнения проверяется техническое состояние пар трения, пружин, резиновых уплотнительных колец, манжет, отсутствие между вращающимся и неподвижным кольцом механических частиц. При исправности указанных элементов промываются трубопроводы слива утечек, проверяется настройка системы автоматики на срабатывание аппаратуры по величине утечек.

Максимальная допустимая величина утечек не должна превышать паспортное значение и указывается в карте уставок защиты насосного агрегата.

6.4.4.8 Для скважинных насосов типа ЭЦВ и герметичных погружных насосов типа ГНОМ признаками неисправности являются:

- прекращение или уменьшение подачи воды более чем на 25 % от номинальной величины, указанной в паспорте насоса (руководстве по эксплуатации завода-изготовителя);

- снижение напора (давления) насоса более чем на 20 %, определенного для одной и той же подачи (для насосов типа ЭЦВ);

- увеличение силы тока электродвигателя более номинального на 10 %, определенного по контрольному амперметру. Номинальная величина силы тока приведена в паспорте насоса (руководстве по эксплуатации завода-изготовителя).

До демонтажа указанных насосов и передачи их в ремонт необходимо проконтролировать состояние скважины, заборной части агрегатов, герметичность трубопроводной обвязки.

6.4.5 Плановый диагностический контроль осуществляется с периодичностью, указанной в таблице 6.1, а также перед выводом в средний и капитальный ремонты.

Плановый диагностический контроль включает:

- контроль и анализ вибрационных параметров в соответствии с разделом 14 настоящего РД;

- контроль и анализ величины изменения температуры подшипников насоса; давления и температуры масла за период от последнего ремонта;

- определение напора, коэффициента полезного действия (КПД) насоса.

Результаты контроля оформляются «Актом проведения диагностического контроля» (приложение М). Если контроль выполнен перед ремонтом, то акт предоставляется вместе с другими документами исполнителю ремонта.

По результатам планового диагностического контроля, выполненного в межремонтный период согласно срокам таблицы 6.1, принимается решение о выводе насоса в ремонт или о его дальнейшей эксплуатации.

6.5 Оценка работоспособности насоса по коэффициенту полезного действия, напору и кавитационному запасу

6.5.1 Оценка работоспособности магистральных и подпорных насосов по эксплуатационным параметрам основывается на сравнении паспортных и базовых характеристик (параметров) напора, КПД, допускаемого кавитационного запаса с фактическими эксплуатационными.

Определение напора и КПД насосного агрегата, в соответствии с РД 39-0147103-342-89 [10], производится после монтажа нового насоса, среднего и капитального ремонтов. При отклонении в сторону уменьшения напора на величину более 4 %, КПД насоса более 3 % от паспортных значений проводится разборка насоса и обследуется проточная часть корпуса и рабочего колеса. При этом выявляются следующие дефекты: зауженное горло; отклонения размеров и площади спирального отвода от величин, указанных в конструкторской документации; дефект «языка»; большая шероховатость проточной части насоса и поверхностей рабочего колеса; несоответствие размеров рабочего колеса конструктивным параметрам; несимметричное расположение колеса относительно спирального отвода; большой зазор между ободом колеса и уплотнительным кольцом или несимметричность зазора по окружности; наличие зазора между уплотнительным кольцом и корпусом насоса. Также проверяется герметичность обратного затвора в обвязке насоса.

Изменение характеристик насосного агрегата вызываются причинами, указанными в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Причины изменения характеристик КПД и напора насосов по подаче

По результатам обследования насос подлежит доводке с последующим повторным определением указанных характеристик и сравнением их с паспортными.

Полученные значения напора и КПД используются как базовые при дальнейшей оценке технического состояния насоса.

6.5.2 Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса относительно базовых значений на 5-6 % и более для магистральных и подпорных насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки, выполненной при сравнении стоимости ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, и затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ эта величина составляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - 4 %; НМ 1250-260 - 3,5 %; НМ 2500-230 - 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные горизонтальные насосы - 2 %; подпорные вертикальные насосы - 3,5 %).

6.5.3 Оценка работоспособности насоса по параметрическим критериям осуществляется как на основе данных, полученных по АСУ ТП, так и на основе контрольных испытаний с применением временно устанавливаемых образцовых средств измерения. Измеряемые параметры и средства измерения:

- напор определяется по давлению на входе и выходе насосного агрегата и плотности нефти. Давление замеряется штатными первичными преобразователями давления АСУ ТП или манометрами МТИ класса точности не более 1,0, дифференциальными датчиками давления;

- подача определяется по узлу учета, по изменению объемов в резервуарах или переносными (накладными) ультразвуковыми расходомерами;

- мощность, потребляемая насосом, определяется штатными первичными преобразователями мощности или переносными комплектами типа К-506 класса точности 0,5 с последующим учетом КПД электродвигателя. Для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру, амперметру и cos j;

- частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения или переносным строботахометром класса точности 0,5;

- плотность, вязкость и давление насыщенных паров перекачиваемой нефти определяются в лаборатории.

Измерения параметров проводятся только при стационарном (установившемся) режиме перекачки и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе и выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ±3 % от среднего значения в течение не менее 1 часа.

Из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные:

- в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса;

- при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;

- при переключении измерительных линий на узлах учета нефти.

Для насосов типа НМ 1250 - НМ 10000 с постоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0×10^-4 м²/с для насосов с подачей 1250-2500 м³/ч, при вязкости более 2,0×10^-4 м²/с - для насосов с подачей выше 3600 м³/ч. Влияние вязкости на энергетическую характеристику (h-Q) необходимо учитывать при вязкости более 0,6×10^-4 м²/с. Для насосов НМ 360 - НМ 710 влияние вязкости на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 0,7×10^-4 м²/с, на КПД при вязкости более 0,4×10^-4 м²/с.

Оценку текущих эксплуатационных параметров (напора, КПД) необходимо выполнять по среднеарифметическому значению не менее 3-х замеров.

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

Оценка текущих параметров и построение характеристик насосных агрегатов выполняется по РД 39-0147103-342-89 [10].

6.5.4 Определение и оценка допускаемого кавитационного запаса выполняются при снятии базовых характеристик и обязательны при:

- использовании рабочих колес в исполнении, не предусмотренном технической документацией;

- установке на входе в рабочее колесо предвключенных шнеков;

- модернизации насоса, приведшей к изменению площади проточной части насоса, конструкции рабочего колеса;

- изменении частоты вращения ротора насоса;

- уменьшения длины валов подпорных насосов типа НПВ.

Работы по определению и оценке кавитационного запаса проводятся в соответствии с ГОСТ 6134 и утвержденной главным инженером ОАО МН программой и методикой для конкретной НПС.

Полученная величина допускаемого кавитационного запаса используется при определении уставок по минимальному давлению на входе в насос, согласно приложению Ц.

6.6 Нормативы технического обслуживания и ремонта

6.6.1 Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта приведены в таблице 6.6.

Таблица 6.6 - Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

6.6.2 Нормы технологического резерва запасных частей насосов, необходимые для бесперебойной работы насосов в течение года, представлены в таблице 6.7.

Таблица 6.7 - Нормы технологического резерва запасных частей насосов

7 Техническое обслуживание и ремонт арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов

7.1 Общие положения

7.1.1 Вся вновь поступающая арматура и обратные затворы должны подвергаться приемо-сдаточным испытаниям на заводе-изготовителе в присутствии представителя технического надзора ОАО «АК «Транснефть» или на специализированном ремонтном предприятии (ЦБПО) под надзором службы технического контроля в соответствии с программой приемо-сдаточных испытаний арматуры, разработанной заводом-изготовителем или специализированным ремонтным предприятием и утвержденной ОАО «АК «Транснефть».

7.1.2 Входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов проводится в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

7.1.3 Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту распространяются на запорную арматуру и обратные затворы отечественного и импортного производства условным диаметром от 50 до 1200 мм включительно для линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и систем пожаротушения:

- задвижки клиновые и шиберные;

- краны шаровые;

- затворы обратные.

7.1.4 Организация работ по проведению технического обслуживания, текущего, среднего, капитального ремонта, диагностики и освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов НПС возлагается на службу главного механика, линейной части нефтепроводов - на службу ЛЭС. Границы раздела обслуживания между службами главного энергетика и АСУ ТП устанавливаются в соответствии с утвержденным типовым положением ОАО «АК «Транснефть».

7.1.5 Арматура и обратные затворы считаются работоспособными, если:

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

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

- обеспечивается герметичность всех уплотнений и фланцевых соединений;

- обеспечивается герметичность затвора арматуры и обратного затвора в соответствии с требованиями настоящего документа;

- обеспечивается (в том числе электроприводом арматуры) плавное перемещение без рывков и заеданий всех подвижных частей;

- обеспечивается отключение электропривода арматуры при достижении затвором крайних положений и при превышении допустимого значения крутящего момента.

При невыполнении любого из этих условий арматура и обратные затворы считаются неработоспособными и выводятся из эксплуатации.

7.1.6 Технологический режим работы запорной арматуры с указанием вида управления (местный или дистанционный), перепада давления до и после арматуры (для запорной арматуры с электроприводом) и максимального рабочего давления устанавливается на основании проектной документации, утверждается главным инженером РНУ и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала НПС.

Запрещается эксплуатация арматуры в промежуточном (между полностью открытым и закрытым) положении запорного органа, кроме периода его закрытия и открытия.

При аварийных ситуациях на НПС клиновые и шиберные задвижки могут эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования в промежуточном положении запорного органа, при условии не превышения максимально допустимого перепада давления на запорном органе.

7.1.7 Служба главного механика должна осуществлять регистрацию отказов, учет срока эксплуатации и количества циклов срабатывания арматуры, установленной на технологических и вспомогательных нефтепроводах НПС, с занесением этих данных в паспорт-формуляр арматуры.

Учет и регистрация вышеуказанных данных по арматуре, установленной на линейной части МН, возлагается на службу ЛЭС.

7.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов

7.2.1 Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются:

- техническое обслуживание ТО 1;

- сезонное обслуживание ТО 2;

- текущий ремонт (ТР);

- средний ремонт (СР);

- капитальный ремонт (КР);

- техническое освидетельствование.

Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа с трубопровода. Средний ремонт шиберных задвижек не проводится.

Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия.

7.2.2 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны соответствовать требованиям документации на конкретный вид арматуры и настоящего раздела (таблица 7.1).

Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН.

Таблица 7.1 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов

7.2.3 Контроль герметичности затвора запорной арматуры и обратных затворов совмещается с плановыми остановками МН и НПС и выполняется согласно Регламенту входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

Периодичность проведения контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов приведена в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Периодичность контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов

Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

Герметичность затвора арматуры определяется по изменению давления на отсеченных участках нефтепровода и по фиксированию шума протечек нефти через затвор.

Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.

Регистрация шума осуществляется акустическими приборами (течеискателями, шумомерами).

Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры.

Результаты контроля герметичности затвора арматуры оформляются актом установленной формы, заносятся в формуляр.

7.2.4 Диагностический контроль задвижек осуществляется в соответствии с РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».

Диагностический контроль задвижек, обратных затворов и шаровых кранов осуществляется акустико-эмиссионным или магнитометрическим, ультразвуковым, капиллярным (магнитопорошковым) методами. При этом проводится измерение толщины стенок.

7.2.5 Ультразвуковое измерение толщины стенок при проведении диагностического контроля арматуры проводится в определенных контрольных точках.

Контрольные точки подлежат маркировке краской с целью толщинометрии в этих же точках при последующих диагностировании и ремонтах. Результаты измерения заносятся в паспорт (формуляр).

7.2.6 При выявлении негерметичности или недопустимых дефектов корпуса, а также невозможности восстановления работоспособности задвижек обратных затворов и шаровых кранов при проведении ремонтов на НПС оборудование подлежит демонтажу и ремонту на специализированном предприятии (ЦБПО).

7.2.7 Задвижки, установленные на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов, после среднего ремонта подвергаются гидравлическим испытаниям водой давлением 1,25Р_раб (где Р_раб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе НА) в течение не менее 30 мин. Давление создается на участке между закрытыми задвижками на приеме и нагнетании насоса.

После среднего ремонта клиновые задвижки (кроме установленных на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов) и обратные затворы подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде давлением нефти 1,1Р_раб в течение не менее 30 мин.

После проведения гидравлических испытаний задвижек давление сбрасывается до атмосферного и дополнительно проводится испытание на герметичность сальникового уплотнения в течение 5 мин, подачей воздуха с избыточным давлением 0,1-0,3 МПа под крышку.

После среднего ремонта задвижек проводится также испытание на герметичность затвора задвижек в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть».

7.2.8 Арматура после ремонта и испытаний должна соответствовать классу герметичности затвора, указанному в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Классы герметичности затвора арматуры в линейно-технологической схеме нефтепроводов

Протечки (пропуск среды) в затворе арматуры и обратном затворе по результатам испытаний на герметичность должны быть не более величин, указанных в таблицах 7.4 и 7.5.

Таблица 7.4 - Значения максимально допустимых протечек в затворе арматуры

Таблица 7.5- Нормы герметичности для обратных затворов

7.2.9 Перед проведением среднего ремонта клиновых задвижек и обратных затворов, а также после 15 лет эксплуатации шиберных задвижек и шаровых кранов проводится диагностический контроль их технического состояния.

7.3 Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов

7.3.1 Задвижки, обратные затворы и шаровые краны подлежат демонтажу и капитальному ремонту в условиях специализированного предприятия после 30 лет эксплуатации, а также в случае несоответствия герметичности затвора требованиям настоящего документа или обнаружения дефектов оборудования, не устраняемых текущим или средним ремонтом. Капитальный ремонт задвижек DN 50-250 мм не проводится.

7.3.2 При капитальном ремонте арматуры и обратных затворов в условиях специализированного предприятия проводится полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, восстановление их конструктивных параметров или замена пришедших в негодность в результате коррозии или чрезмерного механического износа деталей.

Объем капитального ремонта в условиях специализированного предприятия определяется на основании составленной дефектной ведомости.

7.3.3 После проведения капитального ремонта проводятся приемо-сдаточные испытания в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования западной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть».

7.4 Техническое освидетельствование запорной арматуры и обратных затворов

Техническое освидетельствование арматуры проводится, если арматура:

- выработала назначенный ресурс в часах или циклах;

- после проведенного капитального ремонта в условиях специализированного ремонтного предприятия;

- по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием, но не более предельного срока службы арматуры.

Техническое освидетельствование проводится ремонтным предприятием после проведения капитального ремонта, а также специализированной организацией непосредственно на нефтепроводе при плановых остановках, если арматура находится в эксплуатации.

Срок очередного технического освидетельствования арматуры, прошедшей капитальный ремонт производится не более чем через 10 лет ее эксплуатации.

Объем работ при освидетельствовании должен соответствовать РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов».

7.5 Нормативы технического обслуживания и ремонта

7.5.1 Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонтов арматуры и обратных затворов приведены в таблице 7.6. Трудоемкость капитального ремонта определяется на специализированном предприятии согласно технологическим картам на ремонт оборудования.

Таблица 7.6 - Нормы трудоемкости технического обслуживания, текущего и среднего ремонта арматуры и обратных затворов

7.5.2 Нормы технологического резерва запасных частей арматуры и обратных затворов приведены в таблице 7.7.

Таблица 7.7 - Нормы технологического резерва запасных частей арматуры и обратных затворов

8 Техническое обслуживание и ремонт технологических, вспомогательных нефтепроводов и технических устройств НПС

Технологические и вспомогательные нефтепроводы и входящие в их состав технические устройства (блок регуляторов давления, система сглаживания волн давления, фильтры-грязеуловители, предохранительные клапаны, система сбора и откачки утечек, запорная арматура) предназначены для внутриплощадочных операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью.

8.1 Технологические и вспомогательные нефтепроводы НПС

8.1.1 Типовой объем работ при осмотрах, контролях, обследовании, ТО и ремонтах технологических и вспомогательных нефтепроводов

8.1.1.1 К технологическим нефтепроводам относятся внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС, надземные и надводные нефтепроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспорт нефти.

К вспомогательным нефтепроводам относятся нефтепроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек, сливо-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов.

8.1.1.2 Содержание технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС в технически исправном состоянии возлагается на линейно-эксплуатационную службу (ЛЭС) и обеспечивается выполнением оперативного контроля, технического осмотра, периодического контроля, периодического технического обследования (ревизии), обследования и аттестации, технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта. Зоной ответственности ЛЭС являются технологические и вспомогательные нефтепроводы НПС до сварных стыков с патрубками оборудования или фланцами со стороны нефтепровода и сами сварные швы. Объем и периодичность указанных работ представлены в таблицах 8.1 и 8.2.

Таблица 8.1 - Периодичность и объем работ при осмотрах, контролях и обследовании технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС

Таблица 8.2 - Типовой объем работ по техническому обслуживанию, ремонту технологических и вспомогательных нефтепроводов

8.1.1.3 Измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения нефтепроводов проводится на приемной и нагнетательной линиях магистральных и горизонтальных подпорных насосных агрегатов и на нагнетательной линии вертикальных подпорных насосных агрегатов.

Вертикальная составляющая виброперемещения измеряется в верхней части надземных участков нефтепроводов, отходящих от патрубков насосов в зоне сварного шва с отводом, горизонтально-поперечная - со смещением на 90° от места измерения вертикальной составляющей.

При расположении отвода на расстоянии более 20 Д_н, (где Д_н - наружный диаметр трубопровода) от патрубка насоса или прокладке нефтепровода на фундаменте (опоре) на расстоянии более указанного, дополнительно осуществляется измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения на середине участка нефтепровода между отводом (фундаментом, опорой) и патрубком насоса.

8.1.1.4 Участки нефтепроводов, на которых выполнялись ремонтные работы по устранению дефектов, должны быть подвергнуты гидравлическим испытаниям водой в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-118-02 [14].

8.1.1.5 Если на отремонтированном участке нефтепровода при проведении гидравлических испытаний произошло разрушение, то нефтепровод освобождается от воды, определяются границы дефектного участка, который должен быть вырезан. На место дефектного участка врезается труба (катушка), которая должна быть предварительно испытана в соответствии с РД 153-39.4Р-145-2003 [11]. Сварные швы должны быть продиагностированы радиографическим методом контроля. После этого отремонтированный участок нефтепровода должен быть подвергнут повторному гидравлическому испытанию. Если после этого произошло повторное разрушение испытуемого участка, он должен быть полностью заменен.

8.1.1.6 Капитальный ремонт нефтепроводов осуществляется в соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98 [15] на основании проекта, утвержденного главным инженером ОАО МН.

8.1.2 Техническое обследование и аттестация

Нефтепроводы должны подвергаться техническому обследованию и аттестации с определением остаточного срока службы в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11].

8.1.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта

На НПС должен находиться технологический резерв труб в количестве 1 % от протяженности каждого типоразмера нефтепроводов, но не менее одной трубы, соединительных элементов - в количестве 5 % от числа каждого типоразмера, но не менее 1 шт.

Нормы трудоемкости периодического контроля, периодического технического обследования, аттестации, технического обслуживания и ремонта технологических и вспомогательных нефтепроводов приведены в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Нормы трудоемкости периодического контроля, периодического технического обследования, аттестации, технического обслуживания и ремонта технологических и вспомогательных нефтепроводов

8.2 Блок регуляторов давления

8.2.1 Технический осмотр

8.2.1.1 При техническом осмотре проверяется:

- герметичность регулятора давления (регулирующих заслонок) по отношению к внешней среде, в том числе состояние и плотность материалов и сварных швов регулятора давления;

- герметичность сальниковых уплотнений вала;

- отсутствие видимых повреждений на элементах привода, подтеков масла редуктора.

8.2.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту регуляторов давления

8.2.2.1 В таблице 8.4 приведены типовые объемы работ по техническому обслуживанию, ремонту регуляторов давления.

Таблица 8.4 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту регуляторов давления

8.2.2.2 Ремонт электроприводов регуляторов давления проводится в объеме и в сроки, указанные в руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода или при возникновении неисправности.

8.2.2.3 При выявлении дефектов, не устраняемых текущим ремонтом, таких как разгерметизация корпуса, заклинивание, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту в условиях ЦБПО или в специализированной организации.

8.2.3 Диагностический контроль

8.2.3.1 Диагностический контроль проводится не реже одного раза в 8 лет и совмещается по срокам с периодическим техническим обследованием (ревизией) технологических и вспомогательных нефтепроводов или при возникновении отказов регуляторов давления в работе.

Диагностирование регуляторов давления методами неразрушающего контроля проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2].

При выявлении недопустимых дефектов на приводе и редукторе в виде износа поверхностей скольжения, деформации рычагов и деталей или наличия на них трещин, дефектные детали должны быть заменены.

При выявлении недопустимых дефектов на корпусе регулятора давления, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту.

8.2.3.2 При выявлении потерь толщины стенок корпуса более 10 % от установленного конструкторской документацией, определяется расчетами соответствие фактических напряжений допускаемым значениям.

8.2.4 Гидравлические испытания

8.2.4.1 Регуляторы давления подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде водой давлением 1,25Р_раб (где Р_раб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосных агрегатов).

Гидравлические испытания регуляторов давления проводятся 1 раз в 8 лет и совмещаются по срокам с капитальным ремонтом или гидравлическими испытаниями технологических нефтепроводов. Порядок выполнения испытаний регуляторов давления определяется проектом производства работ.

Допускается применение акустико-эмиссионного контроля регуляторов давления в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11] вместо проведения гидравлических испытаний.

8.2.4.2 Обнаруженные дефекты подлежат устранению с последующим повторением гидравлических испытаний.

8.2.4.3 Все работы по диагностическому контролю и гидравлическим испытаниям оформляются актами с указанием примененных методов неразрушающего контроля, объемов работ, условий гидроиспытаний (среда, давление, время выдержки).

8.3 Система сглаживания волн давления

8.3.1 Система сглаживания волн давления (ССВД) должна обеспечивать уменьшение крутизны фронта ударной волны, возникающей на приеме НПС при ее остановке. Применительно к конкретной системе и различным клапанам сброса давления ударной волны, в соответствии с требованиями завода-изготовителя (поставщика) системы составляется Руководство (инструкция) по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

8.3.2 Техническое обслуживание и ремонт ССВД

Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы представлены в таблице 8.5.

Таблица 8.5 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту ССВД

При замене эластичной камеры клапана Флексфло должно быть обеспечено прижатие эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями. В клапане Даниел должно быть обеспечено плотное равномерное прижатие уплотнительных колец к сопрягаемым поверхностям.

После проведения текущего и капитального ремонтов проводятся испытания ССВД согласно 8.3.4. Заполнение аккумуляторов, разделительного бака и подготовка ССВД к работе проводится согласно руководству (инструкции) по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, при этом контролируется отсутствие протечек через клапаны и отсутствие поступления нефти в емкость сброса ударной волны.

По завершению ремонта и испытаний осуществляется настройка дросселирующего клапана (регулятора давления) для каждого отдельного типа ССВД согласно руководству (инструкции) по настройке системы на крутизну повышения давления при помощи регулятора положения дросселирующего клапана (регулятора давления).

Настройка ССВД осуществляется по срабатыванию системы на величину превышения давления от установившегося давления в нефтепроводе и по скорости его повышения согласно Руководства (инструкции) по настройке системы применительно к конкретной НПС.

8.3.3 Работоспособность системы после ремонта отслеживается системой автоматики НПС, которая обеспечивает контроль уровня нефти в емкости сброса ударной волны и откачку нефти из емкости в нефтепровод.

При достижении предельного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должен автоматически включаться насос откачки, а при понижении уровня нефти до 200 мм выше приемного патрубка - отключаться.

При достижении аварийного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должна срабатывать визуальная и звуковая сигнализация в операторной (МДП), поочередное отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения ССВД.

Если при включенных насосах откачки, повышается уровень нефти в емкости сброса ударной волны до максимального аварийного, необходимо проверить работоспособность насосов, исправность запорной арматуры, положение запорного органа, засорение фильтра на приеме насосов (если имеется).

Контроль работоспособности проводится после каждого срабатывания системы, но не реже одного раза в смену: визуально проверяются все соединения на возможные повреждения и утечки.

Не реже одного раза в полгода проводится проверка эффективности работы ССВД. При этом фактическая скорость повышения давления на приеме НПС при ее остановке сравнивается с расчетной, указанной в руководстве по эксплуатации системы и строится тренд изменения давления. Изменение крутизны характеристики от первоначального значения свидетельствует о загрязнении трубопроводов, заполненных разделительной жидкостью, что свидетельствует о необходимости их промывки.

Причинами возникновения неисправностей ССВД могут быть:

- уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва пузыря аккумулятора и негерметичности воздушных линий и резьбовых соединений вентилей, шаровых кранов, обратных клапанов, клапана переключения; засорение дроссельного клапана;

- уменьшение объема разделительной жидкости (утечки этиленглиголя);

- разрыв эластичной камеры или отсутствие прижатия эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями в клапане Флексфло.

По результатам контроля работоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в неплановый ремонт.

8.3.4 Испытания ССВД

Испытания ССВД проводятся после монтажа системы, проведения текущего и капитального ремонтов и включают пневматические и гидравлические испытания.

Пневматические испытания

После сборки проводится испытание (давлением воздуха 1 МПа) пневматической полости аккумулятора (после монтажа в них пузырей) и клапанов регулирования давления. Проверяется исправность всех вентилей. Герметичность швов и мест резьбовых соединений проверяется обмыливанием.

При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты устраняются и испытания повторяются.

Гидравлические испытания

Испытания на прочность и плотность элементов гидравлической системы (аккумуляторы, бак разделительный и их соединения) должны проводиться пробным давлением 1,25 Р_раб (где Р_раб максимальное рабочее давление конкретного участка системы или ее элементов) водой при температуре не ниже 5 °С в течение 10 минут. После чего пробное давление снижается до рабочего и проводится осмотр всех элементов системы. Подъем давления до пробного и снижение его до рабочего должны проводиться плавно. Давление, равное рабочему, должно поддерживаться в течение всего времени, необходимого для осмотра. Контроль осуществляется манометром с пределом измерений 0-6 МПа, классом точности не более 0,6.

Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру и не обнаружено течи и отпотевания в элементах системы.

При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты следует устранить и испытания повторить в полном объеме.

Результаты проверок и испытаний должны быть отражены в соответствующих актах и формулярах.

8.4 Фильтры-грязеуловители

8.4.1 Контроль перепада давления

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

8.4.1.2 Работоспособное состояние фильтров характеризуется перепадом давления на блоке фильтров. Контроль перепада давления осуществляет оперативный персонал (оператор) каждые два часа.

При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств в течение не менее 12 ч осуществляется контроль перепада давления с периодичностью не реже одного раза в час.

8.4.1.3 Перепад давления на блоке фильтров определяется дистанционно с помощью датчика перепада давления с унифицированным выходным сигналом. Дополнительно на блоке фильтров должен быть установлен дифференциальный манометр, для измерения разности двух давлений на входе и выходе. Место его установки должно позволять визуально контролировать разность давлений непосредственно на площадке фильтров-грязеуловителей.

Дифференциальный манометр должен иметь предел измерения 0,16 МПа, погрешность шкалы не более ±3 %, выдерживать максимальное статическое давление не менее 6,0 МПа.

8.4.1.4 После монтажа нового фильтра или его очистки должен быть зарегистрирован перепад давления на чистом фильтре-грязеуловителе (DP_W, МПа) с указанием, соответствующих на данный период времени, вязкости (n, сСт) и производительности (Q, м³/ч).

Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей при эксплуатации осуществляется сравнением текущих значений со значениями перепада давления на чистом фильтре-грязеуловителе. При этом, если производительность или вязкость изменились, необходимо пересчитать полученный перепад давления на чистом фильтре на новые эти значения.

Оперативный персонал (оператор) должен иметь таблицу или график пересчета перепада давления на чистом фильтре для значений производительности и вязкости, которые могут иметь место на данной НПС.

Величины вязкости принимаются с учетом изменения температур перекачиваемой нефти, а производительности - согласно карте технологических режимов.

8.4.1.5 При выявлении оператором увеличения перепада давления на блоке фильтров-грязеуловителей на величину более чем 0,03 МПа, дежурный персонал, по согласованию с оператором, осуществляет поочередное отключение работающих фильтров задвижками на входе и выходе, чтобы в работе остался один фильтр-грязеуловитель, с целью выявления степени его загрязнения. При этом перепад давления контролируется также по дифференциальному манометру, установленному на площадке фильтров-грязеуловителей. Оценка величины перепада давления на работающем фильтре выполняется с учетом влияния вязкости и производительности на перепад.

По результатам оценки, если перепад давления на фильтре увеличился на величину больше чем 0,05 МПа по сравнению с чистым фильтром с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.

8.4.2 Техническое обслуживание и ремонт

Типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту и их периодичность представлены в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Периодичность и типовые объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту фильтров-грязеуловителей и их периодичность

8.5 Предохранительные клапаны

8.5.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию

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

Признаками неисправности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются:

- негерметичность;

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

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

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

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

Периодичность технического обслуживания предохранительных клапанов 1 раз в 3 месяца.

Технические осмотры предохранительных клапанов проводятся:

- дежурным персоналом - 2 раза в смену;

- инженерами служб -1 раз в день;

- заместителем начальника НПС -1 раз в 2 дня;

- начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС.

8.5.2 Типовой объем работ при текущем ремонте и ревизии

Периодичность проведения текущего ремонта и ревизии предохранительных клапанов - 1 раз в год.

При текущем ремонте предохранительных клапанов проводятся все работы технического обслуживания, а также разборка, визуальный контроль пружин (на отсутствие трещин, коррозионных язв, забоин), уплотнительных поверхностей сопла и золотника, регулировочных втулок, замена дефектных деталей. Резьба регулировочного винта должна быть чистой и без забоин. Все крепежные детали, имеющие дефектную резьбу, должны быть заменены.

Пружины отбраковываются, если при осмотре обнаружены вмятины, поперечные риски, трещины.

При обнаружении следов коррозии или износа корпус клапана подвергается толщинометрии.

Текущий ремонт допускается совмещать с ревизией клапанов. Ревизия предохранительных клапанов проводится на специальном стенде и включает в себя разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, гидравлические испытания корпуса на прочность давлением 1,5 Р_у в течение 5 минут с последующим снижением давления до Р_у (где Р_у - условное давление фланца выкидного патрубка), испытания соединений клапана на плотность, испытание пружин, регулировку установочного давления, проверку герметичности затвора.

Испытание пружин предохранительных клапанов включает в себя:

а) трехкратное сжатие статической нагрузкой, вызывающей максимальный прогиб, при этом пружина не должна иметь остаточной деформации;

б) проверку на отсутствие поверхностных трещин магнитным, цветным или другим способом.

Клапан считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, трещин, потения в сварных соединениях и на основном металле; течи в разъемных соединениях; видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.

Клапан и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям.

Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля испытания методом акустической эмиссии пли другим, согласованным в установленном порядке методом.

Пневматические испытания должны проводиться по инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной в установленном порядке.

Пневматическое испытание клапана проводится сжатым воздухом или инертным газом.

При положительных результатах испытаний проводят регулировку предохранительных клапанов на давление начала открытия (установочное давление) на специальном стенде. Допускается производить регулировку клапанов без демонтажа при условии наличия отсекающей запорной арматуры, а также патрубков с вентилями для подключения испытательного стенда. Установочное давление указывается в технологической карте НПС.

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

Если установочное давление предохранительного клапана не оговорено проектом или другими нормативно-техническими документами, то его значение принимается по таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Максимальное значение установочного давления предохранительных клапанов

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

После ремонта проводится контроль герметичности затвора клапана рабочим давлением.

Периодичность текущего ремонта, ревизии и регулировки предохранительных клапанов 1 раз в 12 месяцев.

8.5.3 Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте проводятся все работы текущего ремонта, а также: полная разборка, дефектация, восстановление или замена изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправной резьбой; притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла; сборка, регулировка, испытание на стенде, покраска клапанов.

Капитальный ремонт предохранительных клапанов проводится 1 раз в 15 лет, а также по результатам технического освидетельствования.

8.5.4 Техническое освидетельствование клапанов проводится в объеме работ, указанном в РД 153-39.4Р-124-02 [2].

8.6 Система откачки утечек

В систему откачки утечек входит: запорная арматура, емкость утечек, насосы и нефтепроводы откачки утечек. Объемы работ по видам ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов, представлены в разделах 6, 7, 8.8.

Технический осмотр системы откачки утечек проводится:

- дежурным персоналом НПС - 2 раза в смену;

- инженерами служб - 1 раз в смену;

- заместителем начальника НПС - 1 раз в 2 дня;

- начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС.

8.6.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживании системы откачки утечек проводятся: промывка (пропарка) трубопроводов от отложений парафина и грязи; проверка герметичности разъемных соединений и целостности труб. Периодичность проведения технического обслуживания 1 раз в 6 месяцев.

8.6.2 Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте производятся все работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также для трубопроводов системы откачки утечек - вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки.

После капитального ремонта проводятся гидравлические испытания водой на прочность и плотность напорных участков трубопроводов давлением 1,25 Р_раб в течение 15 минут (где Р_раб - максимальное рабочее давление напорных участков).

Периодичность проведения капитального ремонта трубопроводов, системы откачки утечек определяется техническим состоянием, но не реже 1 раз в 10 лет.

8.7 Система пожаротушения

Эксплуатация, техническое содержание, испытание, проведение работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту автоматических установок пожаротушения осуществляются в соответствии с правилами пожарной безопасности ППБ 01-03 [16], ВППБ 01-05-99 [17], ГОСТ 12.4.009, а также в соответствии с паспортами заводов-изготовителей и Регламентом по эксплуатации автоматических установок пенного пожаротушения на объектах ОАО МН ОАО «АК «Транснефть».

8.7.1 Контроль работоспособности систем пожаротушения

При приеме смены оператор ЛПДС (НПС) обязан проверить работоспособность АУПТ путем внешнего осмотра по параметрам (в зависимости от типа применяемой системы автоматики). Перечень параметров работоспособности АУПТ, подлежащих контролю оператором при приеме смены, составляется с учетом особенности АУПТ и утверждается главным инженером РНУ.

Опробование компрессоров системы пожаротушения на холостом ходу проводится один раз в неделю, в течение не менее 30 мин, при этом проверяется отсутствие посторонних шумов и стуков, повышенных вибраций, правильность работы доступных для осмотра движущихся частей, соответствие характеристик компрессора паспортным.

Опробование насосных агрегатов путем пуска на закрытую задвижку, в течение не менее 2 мин проводится один раз в 10 дней, при этом проверяется отсутствие: посторонних шумов и стуков; повышенной вибрации насоса и электродвигателей; утечек во фланцевых соединениях арматуры и сальниковом уплотнении вала.

Освидетельствование оборудования систем пожаротушения должно выполняться до истечения срока службы, назначенного заводом-изготовителем, а для трубопроводов - установленного проектом. При отсутствии этих данных освидетельствование оборудования системы пожаротушения проводится через 15 лет, трубопроводов системы пожаротушения - через 20 лет.

8.7.2 Техническое обслуживание и ремонт оборудования АУПТ

Работы по ТО и ремонту оборудования АУПТ проводятся на основании сводного графика проведения технического обслуживания и ремонта оборудования АУПТ.

Периодическое техническое обслуживание и ремонт оборудования АУПТ проводится эксплуатационно-ремонтным персоналом ЛПДС (НПС, перевалочной нефтебазы) по зонам обслуживания в соответствии с графиком проведения ТО и ремонтов с учетом требований регламента (инструкции) по ТО и ремонту АУПТ.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования автоматических установок пожаротушения и периодичность выполнения работ приведены в таблице 8.8

Таблица 8.8 - Техническое обслуживание оборудования АУПТ

8.8 Емкости вспомогательных систем

8.8.1 Обслуживание емкостей вспомогательных систем (емкостей сбора утечек, сброса ударной волны, хранения масла, топлива, воды) осуществляется согласно руководству по эксплуатации и техническому обслуживанию указанных систем.

8.8.2 Содержание емкостей вспомогательных систем в технически исправном состоянии обеспечивается выполнением технического осмотра, технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта, диагностического контроля и технического освидетельствования. Объем и периодичность указанных работ, представлены в таблицах 8.9 и 8.10.

Таблица 8.9 - Типовой объем работ по техническому обслуживанию, ремонту емкостей вспомогательных систем

Таблица 8.10 - Периодичность и объем работ при гидравлических испытаниях, диагностических контролях и техническом освидетельствовании емкостей вспомогательных систем

8.8.3 Перед визуальным осмотром поверхность сварного шва и прилегающие к нему участки основного металла шириной не менее 40 мм в обе стороны от шва должны быть зачищены от шлака и других загрязнений.

8.8.4 Обнаруженные риски или задиры глубиной до 0,5 мм, подлежат зашлифовке с плавным переходом к основному материалу.

8.8.5 При обнаружении нарушения герметичности емкости или ее трубопроводной обвязки диагностический контроль и капитальный ремонт емкости проводится ранее срока, указанного в таблицах 8.8 и 8.9. При этом проводится освобождение емкости от грунта вкруговую, а также мест врезки нефтепроводов с целью выявления мест повреждения.

8.8.6 Для предотвращения всплытия емкости, при выполнении работ по откапыванию грунта вокруг нее, должны быть приняты меры по исключению накопления ливневых вод под основанием и вокруг емкости.

8.8.7 Работоспособность систем утечек контролируется по времени от начала работ насоса откачки утечек (при максимальном уровне нефти в емкости) до его отключения при достижении минимального уровня. При увеличении времени откачки или повышении уровня нефти в емкости до аварийного (при работающем насосе) осуществляется контроль работоспособности насоса, состояния арматуры и положение ее запорного органа, проверяется степень загрязнения фильтра на входе в насос и исправность обратного клапана.

8.8.8 Перед проведением диагностического контроля, технического освидетельствования и капитального ремонта емкостей выполняется отсоединение технологических трубопроводов от емкостей, установка заглушек, пропаривание емкостей, дегазация, очистка емкостей от осадков нефти, отложений парафина, коррозионных отложений.

8.8.9 После технического освидетельствования или выполнения капитального ремонта емкость подвергается гидравлическому испытанию водой давлением 1,25Р_раб в течение 60 мин, где Р_раб - максимальное рабочее давление, создаваемое нефтью или другой жидкостью при полностью заполненной емкости.

Емкость считается выдержавшей гидравлическое испытание, если не обнаружено:

- течи, трещин, потения в сварных соединениях и на основном металле;

- течи в разъемных соединениях;

- видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.

Емкость и ее элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям.

Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии или другим, согласованным в установленном порядке методом.

Пневматические испытания должны проводиться по инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной в установленном порядке.

Пневматическое испытание емкости проводится сжатым воздухом или инертным газом.

8.8.10 После 30 лет эксплуатации проводится техническое освидетельствование всех типов емкостей. Техническое освидетельствование емкостей проводится в соответствии с проектом производства работ в объеме диагностического контроля, обязательным является проведение гидравлических испытаний независимо от объема выполненных ремонтных работ.

8.8.11 Внеочередное освидетельствование емкостей, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено в следующих случаях:

если емкость не эксплуатировалась более 12 месяцев;

если емкость была демонтирована и установлена на новом месте;

если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт емкости с применением сварки элементов, работающих под давлением;

после аварии емкости или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование.

8.9 Нормативы технического обслуживания и ремонта технических устройств НПС

Нормы трудоемкости ТО и ремонтов регуляторов давления, фильтров-грязеуловителей, предохранительных клапанов, систем пожаротушения и откачки утечек, а также емкостей вспомогательных систем приведены в таблице 8.11.

Таблица 8.11 - Нормы трудоемкости ТО и ремонтов технических устройств

Нормы технологического резерва запасных частей технических устройств, необходимых для их бесперебойной работы в течение года, представлены в таблице 8.12.

Таблица 8.12 - Нормы технологического резерва технических устройств НПС

Таблица 8.13 - Нормы резерва прокладочных материалов предохранительных клапанов

Наименование материала	Расход материала на ремонт клапана
	50		100		150		200
	ТР	КР	ТР	КР	ТР	КР	ТР	КР
Паронит, кг	0,5	0,9	0,8	1,5	1,0	1,9	1,73	2,3

9 Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных систем

9.1 Контроль работоспособности вентиляционных систем

9.1.1 При плановом контроле работоспособности вентиляционных систем и калориферов осуществляемом 1 раз в месяц проверяется:

по вентиляторам - правильность направления вращения рабочего колеса, отсутствие посторонних шумов, подсосов, уровень вибрации (см. 14.3), температура подшипников;

по воздуховодам - правильность положения шиберов и клапанов;

по калориферам - отсутствие течи.

Выявленные дефекты и неполадки фиксируются в формуляре вентиляционной установки, как подлежащие устранению при плановом (см. таблицу 9.2) или неплановом ремонте.

9.1.2 Проверка эффективности работы вентиляционных систем, согласно РД 153-39.4-056-00 [19] должна проводиться в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером ОАО МН, но не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции.

При этом проводится аэродинамическое испытание вентиляционных систем с целью определения скоростей и объемов воздуха, перемещаемого по воздуховодам, величины утечек и подсосов воздуха в сети; потерь давления в сети в целом и в отдельных ее элементах; определение кратности воздухообмена по притоку и вытяжке. По результатам испытания сопоставляются данные фактических режимов работы оборудования системы вентиляции с проектными, определяются неполадки системы и планируется соответствующий объем ремонтных работ. Данные испытаний используются при санитарно-гигиеническом обследовании состояния воздуха помещений и соблюдении норм противопожарной безопасности.

9.1.3 Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности вентиляционных установок приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Признаки и причины неработоспособности систем вентиляции

При обнаружении признаков неработоспособности проводится неплановый диагностический контроль.

9.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту вентиляционных систем

9.2.1 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту систем вентиляции представлены в таблице 9.2.

Таблица 9.2 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонтам систем вентиляции

9.2.2 При обнаружении коррозии на элементах вентиляционных шахт, воздуховодов необходимо провести зачистку соответствующих мест до металлического блеска и толщинометрию материала. Допускаемое утонение стенок не более 50 % от начальной толщины.

9.2.3 Периодичность и типовые объемы работ по аэродинамическим испытаниям, определению характеристик оборудования вентиляционных систем, обследованию санитарно-гигиенического состояния воздушной среды в помещениях и оценки соответствия нормам противопожарной безопасности определяются специальной Программой и методикой, утвержденной главным инженером ОАО МН.

9.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта (таблицы 9.3 и 9.4)

Таблица 9.3 - Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем

Таблица 9.4 - Нормы технологического резерва запасных частей вентиляторов

10 Техническое обслуживание и ремонт вспомогательных систем

10.1 Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения

10.1.1 Контроль температуры масла на входе в подшипники насосных агрегатов (температура масла должна быть в пределах 25¸55 ^°С), давления масла перед подшипниками насоса, перепада давления масла на маслофильтрах осуществляется каждые два часа по показаниям контрольно-измерительных приборов. Два раза в смену проводится проверка уровней масла в масляных баках.

Герметичность маслосистемы определяется по падению уровня в основном и аккумулирующем баке.

Результаты измерений температуры масла после маслоохладителя фиксируются в журнале.

Регистрация давления в маслосистеме и уровня масла в основном масляном баке проводится при отклонении их от нормы.

10.1.2 Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности маслосистем и систем охлаждения электродвигателей приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Признаки неисправности маслосистемы и системы охлаждения

10.1.3 Насосы маслосистемы должны быть включены в работу не менее чем за два часа до пуска насосной станции.

10.1.4 Плановый вибродиагностический контроль маслонасосов проводится перед текущим ремонтом в соответствии с разделом 14 настоящего РД.

10.1.5 Отбор проб масла на анализ проводится один раз в квартал из маслобаков маслосистемы. Полная замена масла проводится при обнаружении любого из следующих признаков: содержание механических примесей свыше 1,5 %; содержание воды свыше 0,25 %; кислотность выше 1,5 мг КОН на 1 г масла; температура вспышки и воспламенения в открытом тигле ниже 150 °С. Все выше перечисленные параметры контролируются методами, указанными в ГОСТ 2477, ГОСТ 5985, ГОСТ 6370, ГОСТ 4333, ГОСТ 1547 или по утвержденным в ОАО МН инструкциям.

Перед заменой масла проводится промывка фильтров, трубопроводов и маслобаков.

10.1.6 После замены (заливки) масла осуществляется прокачка маслосистемы в течение 20 мин. Перед прокачкой на подводе масла к подшипникам насосного агрегата необходимо установить фильтрующие сетки с размером ячейки 0,08 мм или смонтировать обводные перемычки.

Через первые 10 мин прокачки проводится очистка сеток на подводе к подшипникам и двойного маслофильтра. По завершению 20 минутной прокачки проводится очистка и промывка маслофильтров и анализ качества масла согласно 10.1.5. При удовлетворительном анализе масла сетки и перемычки на подводах масла к подшипникам насосных агрегатов демонтируются.

10.1.7 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей приведен в таблице 10.2. Внеочередной ремонт может назначаться по результатам контроля работоспособности и последующего осмотра систем с учетом таблицы 10.1.

Таблица 10.2 - Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей

10.1.8 По окончании ремонтных работ, проверяется величина давления масла перед подшипниками насосного агрегата, которая должна соответствовать паспортному значению.

Количество масла, подаваемое к подшипникам насосных агрегатов, регулируется изменением диаметра отверстий в дроссельных шайбах.

Если проводилась замена труб или замена запорной арматуры, проводят гидравлические испытания водой давлением 1,1Р_раб, (где Р_раб - максимальное рабочее давление в системе) в течение 20 минут с последующей промывкой маслом или дизтопливом. Испытания проводят при закрытых вентилях подвода масла к насосному агрегату.

Падение давления более чем на 10 % не допускается.

10.1.9 После монтажа маслосистемы, замены труб маслосистемы проводится заполнение трубопроводов 10 %-м раствором ортофосфорной кислоты, выдержка в течение 10-15 часов, слив раствора, промывка водой. После чего выполняется гидроиспытание давлением 1,1Р_раб, затем проводится продувка и просушка сжатым воздухом при температуре воздуха 20-30 °С, контроль влажности воздуха путем прикладывания фильтровальной бумаги к открытому концу трубы. Промежуток времени между промывкой трубопроводов водой и началом просушки сжатым воздухом должен быть не более одного часа

После промывки, гидроиспытаний и продувки осуществляется заливка чистым маслом и прокачка маслосистемы в соответствии с 10.1.6.

10.1.10 После 20 лет эксплуатации проводятся гидравлические испытания водой трубопроводов маслосистемы на прочность давлением 1,5 Р_раб в течение 10 мин. Затем указанное давление снижается до 1,25 Р_раб и выдерживается в течение 30 мин. Испытания проводятся при закрытых вентилях подвода масла к насосному агрегату. После этого давление снижается до Р_раб и проводится осмотр трубопроводов, оборудования и арматуры. Маслосистема считается выдержавшей гидравлические испытания, если на трубопроводах, оборудовании и арматуре не обнаружены признаки разрыва, течи, «потения», остаточных деформаций.

10.1.11 Техническое освидетельствование маслосистемы проводится в соответствии с РД 153-39.4Р-124-02 [2] после 30 лет эксплуатации.

Нормы технологического резерва и расхода запасных частей, комплектующих изделий для вспомогательных систем планируются в соответствии с таблицами 6.7, 7.7, 9.4.

10.2 Техническое обслуживание и ремонт компрессоров

10.2.1 Контроль работоспособности компрессоров

После 100 часов наработки, но не реже 1 раза в месяц контролируются следующие параметры компрессоров:

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

- непрерывность поступления в компрессор и холодильник охлаждающей воды;

- температура охлаждающей воды до и после системы охлаждения;

- давление и температура масла в системе смазки;

- исправность лубрикатора и уровень масла в нем.

При отклонении контролируемых параметров от нормативных, компрессор выводится из работы, проводится его обследование по результатам которого выполняется неплановый ремонт.

10.2.2 Техническое обслуживание компрессоров

Техническое обслуживание компрессоров проводится после 300 часов наработки (но не реже 1 раза в месяц) и включает в себя: осмотры в соответствии с ПБ 03-582-03 [20] и инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей, проверку внешнего состояния оборудования, правильность работы доступных для осмотра узлов, герметичность уплотнений, обратных клапанов в маслопроводе; очистку и промывку масляных и воздушных фильтров.

После 500 часов наработки, но не реже 1 раза в 6 месяцев проводятся: проверка рабочих манометров контрольным манометром; очистка воздухосборников, влагомаслоотделителей, холодильников и нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляных отложений (способом, не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухом в течение 30 мин.

10.2.3 Типовой объем работ при текущем ремонте

Текущий ремонт компрессоров проводится после 2000 часов наработки (но не реже 1 раза в год) и включает в себя все работы по техническому обслуживанию, а также: частичную разборку, включающую вскрытие крышек цилиндров, замену поршневых колец; проверку состояния подшипников, штока и деталей крейцкопфа, при необходимости их замену; очистку рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи; ремонт системы маслоподачи, чистку и промывку картера; полную замену масла, перенабивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорной арматуры и предохранительных клапанов; проверку и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих и нагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установок осушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийной защиты. По завершению ремонтных операций производят сборку компрессоров, их обкатку в течение одного часа.

10.2.4 Типовой объем работ при капитальном ремонте

Капитальный ремонт компрессоров назначается по результатам контроля эксплуатационных характеристик, выполненных ранее ТО и текущих ремонтов или в плановом порядке. Ремонт производится в условиях ЦБПО (БПО) или специализированной организацией.

Капитальный ремонт проводится после 10000 часов наработки (но не реже 1 раза в 5 лет) и включает в себя операции текущего ремонта, а также: полную разборку узлов и механизмов компрессора; замену подшипников качения; проточку, шлифовку коренных и кривошипных шеек коленчатого вала; расточку цилиндров; замену поршня; проверку поршневого и крейцкопфного пальцев на эллиптичность и конусность, их ремонт или замену; в случае предельного износа - замену штока; ремонт или замену шатуна, проверку его положения по отношению к валу и поршню, устранение перекосов; разборку маслонасоса и лубрикатора, ремонт или замену их новыми; замену масляных фильтров; ремонт промежуточного и концевого холодильников со вскрытием крышек и заменой трубок, прокладок, крепежных деталей. После ремонта проводят обкатку компрессора.

10.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта

Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонтов вспомогательных систем и компрессоров представлены в таблице 10.3.

Таблица 10.3 - Нормы трудоемкости технического обслуживания, ремонта вспомогательных систем

Нормы технологического резерва запасных частей, необходимых для бесперебойной работы маслосистемы и компрессоров приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4 - Нормы технологического резерва запасных частей маслосистемы и компрессоров

11 Техническое обслуживание и ремонт систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений

11.1 Общие положения

В состав систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений входят:

- оборудование системы водоснабжения: насосы, артскважины, фильтры, бактерицидные установки, емкости для хозяйственно-питьевого запаса воды, сети наружного водопровода;

- оборудование системы канализации: насосы, смотровые колодцы, канализационные коллекторы, колодцы с гидравлическим затвором, емкости сбора промышленных канализационных стоков, дренажные приямки (в т.ч. лотки для отвода промышленных стоков из помещения насосной), канализационные сети;

- очистные сооружения: септики, компактные установки типа КУ, песколовки, нефтеловушки, пруды отстаивания, флотационные установки, биологические фильтры, аэротенки.

11.2 Система водоснабжения

11.2.1 Система водозабора, подачи, распределения и подготовки питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей водой надлежащего качества в необходимом количестве, отвечающей требованиям ГОСТ Р 51232 и СанПиН 2.1.4.1074.

Обслуживание установок по очистке и подготовке питьевой воды осуществляется в соответствии с «Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест» [21].

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

Контроль работоспособности насосов системы водоснабжения проводится в соответствии с разделом 6 настоящего РД.

Сооружения, устройства и производственные здания системы водоснабжения должны осматриваться в сроки, установленные нормативными документами и инструкциями, но не реже одного раза в 6 месяцев, с очисткой систем водоподачи. Результаты осмотра и мероприятия по устранению обнаруженных неисправностей должны заносится в формуляр.

При контроле работоспособности артезианских скважин проводят химический и бактериологический анализ воды (один раз в 3 месяца, если нет специальных указаний органов санитарного надзора).

Перед приемкой в эксплуатацию после ремонта, водопроводы подвергаются гидравлическим испытаниям на прочность и герметичность давлением равным 1,25Р_раб.

Подготовка системы водоснабжения к эксплуатации в зимний период должна осуществляться в соответствии с планом мероприятий по эксплуатации НПС в холодное время года. Арматура, трубопроводы, емкости с водой должны быть защищены от замерзания.

11.2.2 Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту системы водоснабжения представлены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы водоснабжения

11.3 Система канализации

11.3.1 Система хозяйственно-бытовой и производственно-ливневой канализации должна обеспечивать отвод сточных вод от мест их образования до очистных сооружений.

Контроль работоспособности хозяйственно-бытовой и производственно-ливневой систем канализации включает наружный и внутренний осмотр состояния систем.

Наружный осмотр проводится не реже одного раза в месяц путем обходов трасс канализации и осмотров внешнего состояния устройств и сооружений, внутренний - два раза в год, преимущественно весной и осенью с осмотром внутреннего состояния смотровых колодцев, аварийных выпусков, камер, эстакад, переходов, каналов.

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

Не допускается сбрасывать в сеть канализации осадки от зачистки резервуаров.

Контроль работоспособности насосов системы канализации проводится в соответствии с разделом 6 настоящего РД.

11.3.2 Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту системы канализации представлены в таблице 11.2.

Таблица 11.2 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту системы канализации

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

Профилактическая очистка канализационного коллектора проводится в соответствии с планом подготовки к зиме и проводится одновременно с сезонным осмотром.

Прочистку труб канализационных сетей осуществляют следующими методами:

- гидравлическим - промывка водой;

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

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

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

При подготовке к зиме обслуживающий персонал обязан:

проверить состояние колодцев с гидравлическими затворами и при необходимости провести ремонт и очистку от шлама; провести ревизию сбросных коллекторов и устранить замеченные неисправности (свищи, подтекание, засорение); провести ремонт и очистку коллекторов; провести ревизию запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, оборудования, используемого при авариях (штанги, тросы, передвижные насосы).

11.4 Очистные сооружения

Очистные сооружения должны обеспечивать: очистку сточных вод и обработку осадков, их обеззараживание и отвод от очистных сооружений с соблюдением условий, согласно требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водами» [22].

Система отвода и очистки сточных вод должна обеспечивать предупреждение отвода с сооружений НПС воды, не отвечающей по своим показателям требованиям СанПиН 2.1.5.980.

11.4.1 Периодичность и типовой объем по техническому обслуживанию и ремонту очистных сооружений представлены в таблице 11.3.

Таблица 11.3 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту очистных сооружений

Работоспособность очистных сооружений определяется эффективностью их работы, которая контролируется по составу сточных вод и осадков до и после их пребывания на каждом этапе очистки, а также после всего комплекса очистных сооружений в соответствии с «Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест» [21]. Состав сточных вод и осадков проверяются не реже 1 раза в 10 дней.

При подготовке к зиме обслуживающий персонал обязан: освободить очистные сооружения от шлама и накопившейся нефти; провести ремонт устройств и механического оборудования на нефтеловушках и прудах дополнительного отстаивания (трубы, задвижки, лебедки и т.д.); провести ревизию насосного оборудования, очистку резервуаров для хранения нефти, нефтеловушек от накопившегося шлама, а также ревизию оборудования, установленного на этих резервуарах; провести ремонт перекрытия нефтеловушек.

При испытании и приемке в эксплуатацию очистных сооружений после завершения капитального ремонта приказом главного инженера РНУ создается рабочая комиссия, которая проводит гидравлические и технологические испытания в соответствии со СНиП 2.04.02 и с «Правилами технической эксплуатации систем и сооружений коммунального водоснабжения и канализации» [23].

По результатам гидравлических испытаний устанавливается степень водонепроницаемости железобетонных емкостей (резервуаров, баков, каналов и других сооружений). При этом испытываемая емкость заполняется водой до наивысшего уровня, все задвижки и шибера закрываются и пломбируются. По истечении не менее трех суток фиксируют величину суточного понижения уровня воды в емкости.

11.5 Нормы трудоемкости ремонта

11.5.1 Нормы трудоемкости ремонта трубопроводов различного назначения приняты без учета ремонта промышленной трубопроводной арматуры, земляных и строительных работ и приведены в таблице 11.4.

Таблица 11.4 - Нормы трудоемкости ремонта трубопроводов

При пользовании нормами трудоемкости учитывается:

- трудоемкость ремонта трубопроводов, смонтированных на фланцевых соединениях, определяется с коэффициентом 1,1;

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

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

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

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

Таблица 11.5 - Нормы трудоемкости ремонта системы водоснабжения, канализации и очистных сооружений

12 Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений. Техническое обслуживание и техническое освидетельствование грузоподъемных механизмов

12.1 Наблюдения за сохранностью зданий и сооружений НПС

12.1.1 Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию и сохранность зданий и сооружений НПС несут начальник и заместитель начальника НПС.

Техническое состояние производственных зданий и сооружений должно определяться в процессе систематических наблюдений и периодических технических осмотров.

12.1.2 Систематические наблюдения заключаются в проведении визуального осмотра зданий и сооружений инженерно-техническими работниками НПС, ответственными за эксплуатацию и сохранность оборудования этих объектов, с обязательной записью в журнале осмотров.

12.1.3 Периодические технические осмотры подразделяются на сезонные и внеочередные.

12.1.4 Сезонные технические осмотры производственных зданий и сооружений проводятся не реже двух раз в год - весной и при подготовке к осенне-зимнему периоду.

12.1.4.1 Весенний технический осмотр проводится после таяния снега с целью освидетельствования состояния зданий или сооружений и определения объема работ текущего или капитального ремонта.

12.1.4.2 Осмотр при подготовке к осенне-зимнему периоду проводится до 31 августа текущего года с целью проверки подготовки зданий и сооружений к эксплуатации в зимний период. К этому времени должны быть закончены все летние работы по текущему и капитальному ремонту.

12.1.4.3 Объем работ выполняемый при весеннем и осеннем техническом осмотре представлен в таблице 12.1.

Таблица 12.1 - Типовой объем работ при осмотрах зданий и сооружений

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

12.1.6 Сезонные и внеочередные осмотры зданий и сооружений должны проводиться специальной технической комиссией, назначенной распоряжением начальника НПС. Этим же распоряжением устанавливается порядок и продолжительность работы технической комиссии.

В состав комиссии входят заместитель начальника НПС, ИТР служб и участков, непосредственно эксплуатирующих здания и сооружения.

12.1.7 Результаты сезонных и внеочередных осмотров оформляются актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а также необходимые меры для их устранения с указанием сроков выполнения работ.

12.1.8 Технический осмотр зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна) производятся 1 раз в месяц.

12.1.9 Технический осмотр основных конструкций зданий с крановым оборудованием проводится 1 раз в месяц.

При техническом осмотре необходимо обращать внимание на:

- крепления подкрановых балок к колоннам и соединения между ними;

- соединения верхнего пояса со стенкой балки, как у сварных, так и у клепаных конструкций;

- исправность колонн (отсутствие повреждения и деформации колонн, отклонения от вертикали);

- исправности ограждений.

Результаты технического осмотра основных конструкций зданий с крановым оборудованием оформляются актом.

12.1.10 По решению технической комиссии или в случае выявления неисправностей конструкций, зданий и сооружений, они подвергаются обследованию специализированными организациями, для выполнения необходимых замеров, а также изучения, оценки состояния, определения и выполнения работ по ремонту и усилению строительных конструкций. Неисправности подкрановых конструкций насосных и электрозалов подлежат первоочередному ремонту.

12.1.11 Организация контроля осадки фундаментов оборудования возлагается на службу ответственную за эксплуатацию зданий и сооружений с привлечением, при необходимости, специализированной организации. Контроль осадки фундаментов зданий и сооружений проводится обученным персоналом НПС или специализированной организацией. Результаты контроля доводятся до начальника НПС и главного механика РНУ и оформляются в соответствующем разделе Формуляра насосных агрегатов и в акте технического осмотра зданий и сооружений.

12.1.12 Периодичность контроля осадки фундаментов приведена в таблице 12.2.

Таблица 12.2 - Периодичность контроля осадки фундаментов

12.1.13 Предельно допустимое значение осадки фундаментов зданий, сооружений и оборудования (кроме насосных агрегатов) приведено в СНиП 2.02.01.

12.1.14 Допустимые значения отклонений насосных агрегатов от горизонтальности и вертикальности приведены в таблице 12.3.

Таблица 12.3 - Допустимые значения отклонений насосных агрегатов от горизонтальности и вертикальности

12.1.15 Осадки фундамента определяются как разность отметок последующего и предыдущего циклов нивелирования. По величинам осадки в вертикальной плоскости определяют уклоны оборудования, здания и сооружений и сравнивают с допустимыми.

Порядок контроля осадки фундаментов приведен в приложении Ш.

12.1.16 При осадке фундаментов насосных агрегатов, соединенных с технологическими нефтепроводами, на величину более 3 мм должны быть проведены работы по контролю напряженно-деформированного состояния патрубков насосов, арматуры, а также технологических трубопроводов.

Контроль напряженно-деформированного состояния оборудования и трубопроводов методом магнитной памяти металла (магнитометрический контроль) выполняется в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2], РД 153-39.4Р-145-03 [11]. Контроль напряженно-деформированного состояния надземных участков нефтепроводов осуществляется в зоне их соединения с патрубками оборудования, отводами, переходниками, тройниками, а также в зонах опирания трубопроводов на фундаменты, опоры. Контроль в указанных зонах проводится вкруговую на расстоянии не менее наружного диаметра трубопровода по обе стороны от мест опирания на опоры и фундаменты, от кольцевых сварных швов трубопроводов с соединительными элементами, а также с патрубками оборудования (включая места их сопряжения с корпусом оборудования).

Места, где по результатам магнитометрического контроля выявлены концентраторы напряжений, соответствующие возможному наличию дефектов, должны быть подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю (ультразвуковому, капиллярному или магнитопорошковому).

Если по результатам магнитометрического контроля установлены предельные значения контролируемых параметров, то должны быть реализованы мероприятия по снижению напряжений (вырезка небольших участков трубопроводов и установка переходных катушек, применение компенсаторов, подливка фундамента и пр.)

12.1.17 При соединении насосных агрегатов с технологическими нефтепроводами с помощью компенсаторов предельная величина изменения нивелирных отметок фундаментов НА определяется исходя из технических характеристик применяемых компенсаторов.

12.1.18 Разделительная стена между насосным залом и электрозалом, а также разделительная стена (при наличии) в других помещениях (в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей) должна проверяться на герметичность методом задымления (нейтральными дымовыми шашками) не реже одного раза в год, в соответствии с инструкцией, утвержденной руководством ОАО МН. Перечень помещений с разделительной стеной проверяемой на герметичность определяется из действующих норм и правил и утверждается руководством ОАО МН.

Проверка проводится комиссией в составе инженера-механика, инженера службы охраны труда, инженера службы пожарной безопасности, инженера-энергетика, под руководством заместителя начальника НПС.

При проведении проверки разделительной стены на герметичность обращается внимание на пропуск дыма в местах:

- заделки патронов через стену в местах прохождения коммуникаций;

- примыкания разделительной стены к перекрытию, стенам, фундаменту;

- диафрагмы промежуточных валов;

- заделки кронштейнов подкрановых путей (монорельс).

При отсутствии появления дыма - разделительная стена считается герметичной и прошедшей проверку.

В случае появления следов дыма проверка прекращается. Устраняются причины проникновения дыма и производится повторная проверка.

Результаты испытаний оформляются актом.

12.1.19 Дополнительные нагрузки на здания и сооружения могут быть допущены только после поверочного расчета строительных конструкций и внесения изменений в документацию.

12.2 Техническое обслуживание и техническое освидетельствование грузоподъемных механизмов

12.2.1 В течение нормативного срока службы грузоподъемное оборудование должно подвергаться техническому обслуживанию, периодическому и внеочередному техническому освидетельствованию, с учетом требований ПБ 10-382-00 [24].

12.2.2 Техническое обслуживание проводится один раз в квартал.

В объем работ по техническому обслуживанию входят следующие операции:

- проверка болтовых соединений, люфта в шпоночном соединении концевых балок, опор промежуточных валов механизма передвижения грузоподъемного крана;

- проверка перекоса колеса тяговой цепи механизма передвижения грузоподъемного крана;

- проверка стопорных пластин осей ходовых колес концевых балок;

- проверка масла в редукторах;

- проверка смазки зубчатой и червячной передачи;

- проверка смазки грузовой цепи тали;

- проверка и регулировка положения ходовых колес грузовой тележки;

- проверка работы концевых выключателей;

- проверка предохранительного запорного устройства крюка.

12.2.3 Техническое освидетельствование должно проводиться согласно руководству по эксплуатации грузоподъемных механизмов, при отсутствии в руководстве соответствующих указаний освидетельствование проводится:

- полное - не реже одного раза в 5 лет;

- частичное - не реже одного раза в 12 месяцев.

При полном техническом освидетельствовании грузоподъемный механизм должен подвергаться:

- осмотру;

- статическим испытаниям;

- динамическим испытаниям.

При осмотре кранового оборудования необходимо обращать внимание на:

- наличие в крановых металлоконструкциях опасных дефектов (трещин, деформаций, утонения стенок и др.);

- ослабление креплений в соединениях металлоконструкций или деталей механизмов;

- неисправности приборов и устройств безопасности;

- неисправности механизмов и тормозов, недопустимом износе их деталей;

- выявление неисправностей кранового пути.

При осмотре приборов безопасности необходимо проверить:

- установку концевого выключателя механизма подъема. При этом зазор между грузозахватным органом после его остановки и упором должен составлять для грузоподъемных машин не менее 200 мм, для электроталей - не менее 50 мм;

- установку концевого выключателя механизма передвижения. При этом отключение его двигателя должно происходить на расстоянии до упора, составляющем не менее половины пути торможения механизмов. Путь торможения механизма указывается в паспорте крана.

Статические испытания грузоподъемного крана проводятся нагрузкой, на 25 % превышающей его паспортную грузоподъемность.

Динамические испытания грузоподъемного крана проводятся грузом, масса которого на 10 % превышает его паспортную грузоподъемность, с целью проверки действия его механизмов и тормозов.

При частичном техническом освидетельствовании выполняются все работы полного освидетельствования, кроме статических и динамических испытаний грузоподъемного крана.

Внеочередное полное техническое освидетельствование крана должно проводиться после:

- монтажа, вызванного установкой крана на новом месте;

- реконструкции крана;

- ремонта расчетных металлоконструкций крана с заменой элементов или узлов с применением сварки;

- капитального ремонта;

- замены крюка или крюковой подвески (проводятся только статические испытания).

Работа грузоподъемных кранов прекращается и вызывается специализированная организация для обследования при:

- выявлении в техническом состоянии крана опасных дефектов, неисправностей (повреждении и разрушении металлоконструкций, неисправности тормозов и приборов безопасности, повреждении канатов, блоков, барабанов);

- недопустимой просадке и появлении других опасных дефектов кранового пути.

Техническое освидетельствование грузоподъемного крана должно проводиться инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов при участии инженерно-технического работника, на которого возложены обязанности за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

12.2.4 Грузоподъемный кран, отремонтированный на специализированном ремонтном предприятии и доставленный на место эксплуатации в собранном виде, должен пройти полное техническое освидетельствование на ремонтном предприятии перед отправкой его владельцу. Акт технического освидетельствования должен быть приложен к паспорту крана. До пуска в работу владелец крана должен провести его частичное техническое освидетельствование, результаты которого занести в паспорт.

13 Техническое освидетельствование механо-технологического оборудования НПС

13.1 Механо-технологическое оборудование нефтеперекачивающих станций в зависимости от установленного срока эксплуатации и технического состояния подлежит освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2], РД 03-484-02 [25].

13.2 Техническому освидетельствованию подлежат магистральные и подпорные нефтяные насосы, запорная арматура, регуляторы давления (регулирующие заслонки), предохранительные клапаны, фильтры-грязеуловители, вентиляционные системы, системы сглаживания волн давления, маслосистемы и вспомогательные насосы, после срока службы указанного в таблице 13.1.

Таблица 13.1 - Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию

13.3 исключен (Изм. № 2)

13.4 По результатам освидетельствования оборудования составляется заключение экспертизы промышленной безопасности, которое является основным документом для принятия решения о сроке дальнейшей эксплуатации оборудования.

14 Контроль работоспособности оборудования по вибрационным параметрам

14.1 Контроль и измерение вибрации насосных агрегатов

п.п. 14.1.1-14.1.5 (Исключены, Изм. № 1).

Расчеты величины уставок производятся в соответствии с РД "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения" РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05.

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

Каждое измерение вибрации портативной аппаратурой необходимо проводить в строго фиксированных одних и тех же местах, очищенных от грязи и корпусной краски, отмеченных краской (маркером) или любой другой отметкой.

14.1.7 При использовании портативной виброаппаратуры вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша.

Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации горизонтальных насосных агрегатов измеряются ниже на 2-3 мм от оси вала насоса напротив середины длины опорного вкладыша, рисунок 14.1.

Места измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате соответствуют точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рисунок 14.2).

Рисунок 14.1 - Точки измерения на опоре подшипника

На вертикально установленных насосах вибрация измеряется в точках, показанных на рисунке 14.2.

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (насосов со встроенными подшипниками типа НГПНА, ЦНС), вибрация измеряется на корпусе, над подшипником в точке, расположенной как можно ближе к оси вращения ротора (рисунок 14.3).

14.1.9 Для оценки жесткости крепления рамы к фундаменту вибрация измеряется на всех элементах крепления насоса к фундаменту. Измерение производится в вертикальном направлении на анкерных болтах (головках) или рядом с ними на фундаменте на расстоянии не более 100 мм от них. Измерение проводится при плановом и неплановом вибродиагностическом контроле.

14.1.10 Для проведения вибродиагностических контролей используется аппаратура, как для измерения среднего квадратического значения вибрации так и универсальная виброанализирующая аппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и амплитудно-фазовых характеристик. Аппаратура должна соответствовать ГОСТ ИСО 2954.

Рисунок 14.2 - Точки измерения вибрации на вертикальном насосном агрегате

Рисунок 14.3 - Точки измерения вибрации на корпусе подшипника насоса без выносных опор

14.2 Вибродиагностический контроль технического состояния насосных агрегатов

14.2.1 Вибродиагностический контроль и оценка общего технического состояния насосного агрегата проводится по следующим критериям:

- по допустимому уровню вибрации;

- по скорости изменения вибрации относительно базовой характеристики;

- по спектральным характеристикам.

Диагностирование по первому критерию осуществляется сравнением максимального текущего значения вибрации с допустимым уровнем вибрации.

Диагностирование по второму критерию осуществляется сравнением изменения скорости текущих среднеквадратических значений виброскорости с предшествующими значениями, а также базовыми характеристиками, полученными после 72-х часовой обкатки нового насосного агрегата или после ремонта.

Диагностирование по спектральным характеристикам осуществляется на основе анализа амплитуды вибрации на частотах, характерных конкретным дефектам и специальных спектральных функций.

14.2.2 Оценка работоспособности насосного агрегата по параметрам вибрации выполняется по результатам оперативного, планового и непланового вибрационного контроля, таблица 14.4.

Результаты планового и непланового контроля оформляются актом, приложение М.

Оценка вибросостояния конкретного насоса выполняется с учетом режима его работы (подачи). Для этого регистрируются значения вибрации на нескольких эксплуатационных режимах в начальный период эксплуатации нового насоса или после его ремонта и строится зависимость вибрации от подачи насоса.

Таблица 14.4 - Виды вибродиагностических работ для магистральных и подпорных насосов

14.2.3 При оперативном контроле выполняется постоянное слежение за уровнем вибрации насосного агрегата в данный момент времени и в динамике, с возможностью ручной, автоматизированной или смешанной регистрацией информации о величине вибрации.

По результатам оперативного контроля проводится анализ уровня вибрации, при котором сравнивается:

- текущее значение вибрации с допустимым, с учетом режима перекачки (согласно 14.1.4);

- скорость изменения вибрации относительно предыдущих измерений.

Делаются выводы об общем вибросостоянии насосного агрегата и о необходимости проведения дополнительных вибродиагностических работ.

При выполнении дополнительных вибродиагностических работ анализируются спектральные и амплитудо-фазовые характеристики вибрации. Необходимость, время проведения работ определяет заместитель начальника НПС, либо лицо, ответственное за выполнение вибродиагностических контролей в РНУ.

14.2.4 При плановом вибродиагностическом контроле оценивается фактическое техническое состояние насосного агрегата, составляется прогноз его работоспособности с определением времени до ремонта или до следующего вибродиагностического контроля, уточняется объем и вид ремонта, качество ремонта.

14.2.5 После монтажа нового или отремонтированного насоса, а также по окончании ремонта проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации (на лапах корпуса насоса, головках анкерных болтов в вертикальном направлении и на подшипниковых опорах в вертикальном направлении). При этом, если режим работы насосного агрегата лежит в диапазоне подач (0,8-1,2) Q_ном, насос допускается к эксплуатации при вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных болтов (лапах корпуса) - не более 1,8 мм/с. Если вибрация более указанных параметров, то насос к эксплуатации не допускается, устанавливаются и устраняются причины повышения вибрации.

14.2.6 Неплановый вибродиагностический контроль магистральных и подпорных насосных агрегатов проводится с целью определения неисправности в следующих случаях:

- если величина вибрации в любой из контролируемых точек превысила 80 % от аварийного значения вибрации для основных магистральных и подпорных насосов;

- если величина вибрации превысила базовое (значение, полученное после 72-х часовой обкатки нового насосного агрегата или после ремонта насосного агрегата) значение в 2 раза;

- если величина вибрации на лапах корпуса насоса или головках анкерных болтов превысила 1,8 мм/с;

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

- если присутствуют посторонние шумы или происходит повышение температуры подшипников.

Неплановый вибродиагностический контроль вспомогательных насосов рекомендуется проводить в случае появления посторонних шумов, выявляемых во время обхода.

Необходимость проведения непланового контроля определяет заместитель начальника НПС или инженер-механик НПС.

По результатам контроля принимается решение о выводе насосных агрегатов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или продолжении эксплуатации.

14.2.7 Для определения остаточного ресурса по результатам измерения вибрации для каждой контролируемой точки строится график (тренд) изменения среднего квадратичного значения виброскорости в зависимости от наработки.

Для каждого конкретного агрегата и его рабочего колеса рекомендуется получить тренд, на основе которого можно проводить прогнозирование остаточного ресурса.

Процесс прогнозирования остаточного ресурса агрегата по изменению уровня вибрации сводится к экстраполяции найденного тренда и определению момента пересечения его с линией предельного состояния. Точность прогноза повышается при увеличении количества проведенных наблюдений.

Полученный тренд используется только до вывода в ремонт или до замены рабочего колеса. После проведения вышеуказанных операций вновь проводятся измерения и на их основе определяют базовые характеристики вибрации.

14.3 Вибродиагностический контроль вентиляционных агрегатов.

Вибродиагностика вентиляционных агрегатов включает:

- вибрационный контроль подшипниковых опор вентилятора;

- вибрационный контроль двигателя и рамы.

Точки замера вибрации на вентиляционных установках показаны на рисунке 14.4.

Допустимое значение вибрации на вентиляционных агрегатах в точках 1; 2; 7; 8; 9; 10 составляет 6,3 мм/с (согласно требованиям ГОСТ 5976), на анкерных болтах фундамента и рядом с болтами в точках примыкания электродвигателя к раме (точки 3; 4; 5;6) - не должно превышать 1,8 мм/с.

1, 2 - точки замера вертикальной составляющей вибрации на верхней части крышки переднего и заднего подшипника над серединой длины его вкладыша или точки наиболее приближенной к этому месту;

3, 4 - точки замера вертикальной составляющей вибрации на болтах, крепящих электродвигатель к раме;

5, 6 - точки замера вертикальной составляющей вибрации на раме рядом с болтами крепления электродвигателя;

7, 8 - точки замера горизонтальной составляющей вибрации (условия замера, как для 1 и 2 точек);

9, 10 - точки замера вертикальной составляющей вибрации на выносных подшипниковых опорах.

Рисунок 14.4 - Схема мест замера вибрации на вентиляционных агрегатах

14.4 Трудоемкость вибродиагностического контроля

Трудоемкость выполнения оперативного, планового, непланового вибродиагностических контролей по вибрационным параметрам магистральных, подпорных и вспомогательных насосов представлена в таблице 14.5.

Таблица 14.5 - Трудоемкость работ при проведении диагностических контролей по вибрационным параметрам на единицу оборудования

15 Определение показателей надежности оборудования НПС

15.1 Каждое предприятие ОАО МН должно организовать сбор информации и определение показателей надежности механо-технологического оборудования. Фактические показатели надежности учитываются при определении периодичности диагностических контролей, технического обслуживания и ремонтов.

Сбор информации о надежности оборудования НПС должен проводиться с начала его эксплуатации персоналом (из числа ИТР) ответственным за эксплуатацию конкретного вида оборудования НПС.

Ответственность за правильность учета отказов основного механо-технологического оборудования НПС, своевременное представление в вышестоящую организацию сведений об отказах и актов расследований возлагается на должностное лицо, ответственное за эксплуатацию механо-технологического оборудования. По НПС - на заместителя начальника НПС, по РНУ - на главного механика РНУ, по ОАО МН - на главного механика ОАО МН.

15.2 Функциональная структура системы сбора и обработки данных о надежности оборудования НПС должна быть трехуровневой - уровень НПС, РНУ, ОАО МН, однотипной для всех уровней и отличаться только степенью детализации, исходя из конкретных задач, решаемых на этих уровнях.

15.2.1 На уровне районного нефтепроводного управления и НПС осуществляется:

- ведение базы данных находящегося в эксплуатации оборудования и технологических схем НПС;

- сбор, оформление и передача информации по отказам, наработкам, ремонтам, диагностическим контролям оборудования НПС;

- формирование периодических сводок по наработке оборудования;

- ведение базы данных отказов;

- ведение базы данных ремонтов, диагностических контролей.

Конкретную детализацию задач между РНУ и НПС определяет руководство РНУ.

15.2.2 На уровне ОАО МН осуществляется:

- получение, накопление, обработка и систематизация данных уровня РНУ (НПС);

- определение показателей надежности оборудования НПС и их анализ;

- разработка перечня мероприятий по повышению надежности оборудования и передача его для рассмотрения ОАО «АК «Транснефть»;

- передача информации в ОАО «АК «Транснефть».

15.2.3 На уровне ОАО «АК «Транснефть» осуществляется:

- анализ данных, поступающих с уровня ОАО МН;

- координация работ по сбору и обработке информации;

- разработка основных направлений работ компании по повышению надежности оборудования НПС.

15.3 Предприятия всех уровней несут ответственность за сохранность и целостность данных системы, ведение архивов. ОАО «АК «Транснефть» устанавливает права, технические и программные средства доступа для прикладных программ и пользователей.

Ответственность за организацию сбора и обработки информации о надежности оборудования НПС, ее полноту, достоверность, своевременность представления несут руководители НПС, РНУ, ОАО МН.

15.4 Определение показателей надежности осуществляется на основе данных, собранных в течение не менее чем двух предшествующих лет.

15.5 Информация об отказах должна кодироваться с учетом причин (типа) отказов и вида оборудования или систем НПС по принятой единой классификации от уровня ОАО «АК «Транснефть» до уровня НПС.

Формирование и корректировка базовой информации осуществляется персоналом АСУ, специалистами отдела (службы) главного механика ОАО МН.

ОАО МН в зависимости от оснащенности и особенностей эксплуатации НПС может дополнить кодификатор более подробной информацией без изменения принятой в ОАО «АК «Транснефть» классификации оборудования и причин отказов. Хранение информации о надежности осуществляется в электронном и печатном виде. Обработка и выдача информации о надежности работы механо-технологического оборудования НПС должны быть автоматизированы. Срок хранения информации о надежности в электронном и печатном виде - с начала пуска оборудования в эксплуатацию и далее в течение пяти лет после окончания его эксплуатации.

Все отказы механо-технологического оборудования регистрируются в хронологическом порядке в журнале учета отказов (приложение Р) и неисправностей основного механо-технологического оборудования НПС с последующим их введением в информационную базу данных (БД) АСУ.

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

К отказам механо-технологического оборудования не относятся их остановки по причине: отказов оборудования АСУ ТП и в системе энергообеспечения; засорения ФГУ после проведения ремонтных работ и очистки линейной части нефтепроводов; испытаний нового оборудования и технологии.

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

На основании сведений, имеющихся в базе данных, формируются выборки конкретно по видам отказов для каждой единицы оборудования (например, для насосов - по отказам торцовых уплотнений, подшипников, муфт), содержащие данные о количестве отказов, наработках между ними. Сведения используются с целью расчета средних наработок на отказ для различных узлов оборудования, выявления минимальной из них и определения наработки «слабого звена».

15.8 Показатели надежности определяются для оборудования, представленного в разделах данного РД, а также для основных узлов насосных агрегатов: вала (ротора), торцовых уплотнений, подшипников, муфты, соединяющей насос с электродвигателем.

15.9 Исходными данными при оценке надежности оборудования и подлежащими регистрации являются:

- суммарное время с начала эксплуатации (срок службы);

- суммарная наработка (ресурс);

- суммарное число отказов, аварий;

- количество пусков (включений) и отключений;

- суммарное число ремонтов.

15.10 Число пусков (включений) учитывается:

- службой механика при анализе надежности насосных агрегатов;

- при оценке малоцикловой усталости корпусов насосов согласно РД 153-39.4Р-124-02 [2];

- при определении остаточного ресурса технологических трубопроводов по РД 153-39.4Р-145-2003 [11];

- при назначении срока выполнения дефектоскопии валов насосов в соответствии с РД 153-39ТН-010-96 [9].

16 Нормативы технического обслуживания и ремонта оборудования НПС

16.1 Нормативы трудоемкости работ при проведении технического обслуживания и ремонта оборудования НПС

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

Указанные нормы, кроме основных работ, включают также затраты времени на:

ознакомление с чертежами и другой технической документацией;

подготовку рабочего места и уборку по окончании работ в конце смены;

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

подготовку к работе вспомогательных механизмов, систем и такелажных приспособлений (при условии их исправности);

протирку и смазку механизмов, инструмента и приспособлений.

Нормы не учитывают время на:

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

демонтаж и монтаж оборудования, дефектацию и изготовление новых деталей;

ремонт приспособлений и инструмента постоянного и разового пользования;

транспортирование ремонтируемого оборудования материалов и запасных частей к месту ремонта;

устранение недостатков в организации работ при ремонте или устранении брака;

послеремонтные испытания.

16.1.2 Время на выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ в соответствии с ПТБ и проводимых на рабочем месте перед началом работ, составляет не менее 0,2-1 ч в зависимости от объема выполняемых ремонтных работ.

Если узлы и детали подлежащего ремонту оборудования вследствие воздействия агрессивной среды или каких-либо других причин, имеют налеты, коррозию, вызывающие дополнительные затраты труда эксплуатационно-ремонтного персонала, то к нормам трудоемкости ремонтов применяется поправочный коэффициент 1,2.

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

Для оборудования, смонтированного на открытых площадках, нормы трудоемкости применяются с поправочным коэффициентом для данного климатического района согласно ЕНиР «Общая часть».

16.2 Нормы технологического резерва запасных частей

16.2.1 Установленное на НПС оборудование должно быть обеспечено технологическим резервом запасных частей и материалов для проведения технического обслуживания и ремонтов оборудования НПС.

Отделы главных механиков РНУ, НПС должны вести входной контроль поступающих деталей и контроль соблюдения правильности хранения, восстановления и пополнения технологического резерва запасных частей, оборудования, принадлежностей и материалов и формирование заявок на пополнение технологического резерва. База данных технологического резерва должна корректироваться по мере использования и поступления новых изделий и материалов.

16.2.2 В соответствующих разделах данного РД представлены номенклатура и количество запасных частей для каждого вида оборудования, которые необходимы для бесперебойной работы оборудования в течение года, и определены с учетом интенсивности отказов и ресурса конструктивных элементов.

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

16.2.4 Резерв запасных частей должен быть неснижаемым, т.е. пополняться по мере расходования в течение года.

16.2.5 Табель технологического резерва запасных частей составляется на основе норм, приведенных в соответствующих разделах данного РД, ежегодно до 20 января совместно с табелем аварийного запаса.

16.2.6 Восполнение резерва запасных частей производится с учетом вновь отремонтированных, и перемещаемых из аварийного запаса в связи с окончанием срока хранения.

16.2.7 Входной контроль поступающих деталей и изделий включает:

проверку эксплуатационной и разрешительной документации (паспорт завода- изготовителя, руководство по эксплуатации, сертификат соответствия, разрешение на применение, гарантия завода-изготовителя);

визуальный контроль (комплектность по паспорту, маркировка, отсутствие на корпусе вмятин, задиров, механических повреждений, коррозии);

инструментальный контроль (проверка габаритных, посадочных размеров и диаметров проходного сечения. Проверка разделки стыковых кромок под сварку, проверка отклонения толщены стенок по торцам патрубков, соответствие деталей и изделий комплекту конструкторской документации).

16.3 Формирование и использование аварийного запаса оборудования и его запасных частей

16.3.1 Аварийный запас может быть использован только для ликвидации аварий, инцидентов и выполнения аварийных ремонтов на объектах магистральных нефтепроводов с письменного разрешения главного инженера ОАО МН.

Для оперативной ликвидации аварий использование аварийного запаса, хранящегося на НПС, производится с разрешения главного инженера РНУ.

16.3.2 Расчет необходимого аварийного запаса механо-технологического оборудования выполняют отделы главного механика ОАО МН, РНУ на основании "Нормативов аварийного запаса оборудования и материалов ОАО МН" с учетом состава объектов, номенклатуры и количества эксплуатируемого оборудования, в соответствии с Положением ОАО «АК «Транснефть» о формировании и использовании аварийного запаса. В соответствии с расчетом, отдел главного механика ОАО МН разрабатывает раздел «Табеля аварийного запаса оборудования и материалов ОАО МН», который обобщает служба промышленной безопасности ОАО МН с разделами табеля других служб ОАО МН.

16.3.3 Приказом по ОАО МН, РНУ и НПС назначаются ответственные за обеспечение, сохранность, восполнение, проверку технического состояния аварийного запаса.

Главные механики ОАО МН и РНУ обязаны контролировать соответствие аварийного запаса нормам утвержденного "Табеля аварийного запаса оборудования и материалов ОАО МН", его техническое состояние, своевременное восполнение и обновление.

16.3.4 При использовании оборудования и материалов на ликвидацию аварий (инцидентов) и выполнение внеплановых ремонтов главный инженер РНУ, в течение 3-х суток направляет в ОАО МН уведомление об изменении аварийного запаса с пояснением причин его использования и заявку для его восполнения.

16.3.5 Главный инженер ОАО МН в 3-дневный срок организует восполнение аварийного запаса, из имеющегося в ОАО МН резервного оборудования и материалов (при условии, что это не приведет к изменению сроков ввода других объектов), или, в случае отсутствия резервного оборудования и материалов, в течение 1-х суток направляет в ОАО АК "Транснефть" уведомление об использовании аварийного запаса и заявку на его восполнение.

16.3.6 Обновление аварийного запаса проводится по окончании установленных сроков хранения оборудования и материалов. При этом учитывается возможность использования части аварийного запаса с истекшим сроком хранения на нужды эксплуатации, капитального ремонта и реконструкции объектов МН.

16.3.7 При контроле технического состояния аварийного запаса производятся:

- ежемесячный осмотр - заместителем начальника НПС совместно с должностными лицами, ответственными за хранение аварийного запаса, с обязательной записью в журнале результатов осмотра аварийного запаса;

- ежеквартальные целевые проверки мест хранения и технического состояния аварийного запаса и выборочные целевые проверки не менее 2-х раз в год (в осенне-зимний и весенний период) - отделами и службами РНУ и ОАО МН, с обязательным оформлением акта, который должен содержать следующие сведения:

- соответствие фактического наличия запаса установленным нормативам;

- условия хранения и техническое состояние оборудования и материалов;

- перечень оборудования и материалов со сроком окончания хранения в текущем и следующем году.

17 Техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений законсервированных или временно выведенных из эксплуатации НПС

17.1 Целесообразность резервирования определяется на стадии разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) вывода НПС из эксплуатации.

При разработке ТЭО проводится сравнение приведенных затрат следующих вариантов:

- резервирование НПС без консервации оборудования;

- резервирование НПС с консервацией оборудования,

- продолжение эксплуатации с пониженной производительностью перекачки (например, работой с меньшим числом насосов, заменой ротора, типоразмера насоса, работой через станцию, дросселированием излишнего напора и т.д.).

ТЭО выполняется для конкретной НПС с учетом режимов перекачки по данному нефтепроводу на перспективу фактической наработки оборудования и его технического состояния и затрат, связанных с реконструкцией НПС (реконструкцией камеры приема и пуска скребка, систем энергоснабжения, теплоснабжения, систем канализации и очистных сооружений, охранной сигнализации), затрат по трудоустройству персонала резервируемой НПС и т.п. По результатам ТЭО принимается решение о выводе в резерв НПС без консервации оборудования, о проведении консервации, о продолжении эксплуатации или выносится решение о ликвидации НПС.

Неэксплуатируемое оборудование НПС, выведенной в резерв без консервации, подлежит техническому осмотру каждые 6 месяцев. По результатам технического осмотра принимается решение о необходимости ремонта оборудования.

Эксплуатируемое оборудование НПС, выведенной в резерв, подлежит техническому обслуживанию и ремонту в соответствии с настоящим документом.

На стадии подготовки к консервации оборудование и сооружения НПС подлежат разбивке на группы в зависимости от технического состояния:

- подлежащие консервации;

- подлежащие демонтажу и списанию;

- подлежащие демонтажу и эксплуатации на других объектах.

Консервации подлежит работоспособное оборудование, эксплуатационные параметры которого соответствуют паспортным данным и условия хранения на неэксплуатируемом объекте обеспечивают защиту от отрицательного воздействия окружающей среды. При наработке оборудования, близкой к ресурсу, должно быть выполнено его техническое освидетельствование согласно РД 153-39.4Р-124-02 [2] или РД 153-39.4Р-145-03 [11].

Демонтажу и списанию подвергается неисправное оборудование, если его ремонт не целесообразен.

Демонтажу и эксплуатации на других объектах подлежит оборудование, которое не планируется эксплуатировать после расконсервации на данной НПС или по прогнозу на момент расконсервации будет иметь существенный физический или моральный износ.

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

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

На основании технологического регламента составляется план работ по консервации с учетом особенностей каждого вида оборудования, разрабатываются технологические карты выполняемых работ. Для законсервированной НПС составляется технический паспорт, включающий: технологические карты на законсервированное оборудование; план-графики осмотров, проверок, ремонта оборудования и систем, оставшихся в работе; перечень демонтированного оборудования и систем с указанием мест хранения; порядок ввода объекта в эксплуатацию; порядок действия персонала при аварийных ситуациях и пр.; эксплуатационную документацию с указанием реконструированных объектов и актом на изменение категории электроснабжения, согласованным с представителями энергосетей района.

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

17.2 К механо-технологическому оборудованию и системам, оставленным в эксплуатации, относятся:

система водоснабжения (артезианские скважины с насосами первого и второго водоподъема); система канализации (промышленная и фекальная) с очистными сооружениями; система вытяжной вентиляции; система теплоснабжения; система пенного пожаротушения (при наличии нефти в технологических трубопроводах и резервуарах) и система водяного пожаротушения с колодцами и гидрантами.

Также остаются в эксплуатации системы ЭХЗ трубопроводов и оборудования НПС.

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

система обеспечения перекачки нефти, включающая резервуарный парк, магистральные насосные агрегаты, подпорные насосные агрегаты на головных НПС, зачистной насос или насос внутренней перекачки на промежуточной НПС, технологические нефтепроводы с арматурой, насосы откачки утечек; вспомогательные системы, связанные с перекачкой нефти (узел приема-пуска скребка, фильтры-грязеуловители, ССВД, емкости сброса ударной волны и сбора нефти, система сбора утечек, маслосистема); система пенного пожаротушения при опорожненных резервуарах и технологических нефтепроводах; наружные поверхности из цветных и черных металлов системы приточной вентиляции.

17.3 Выведенное из эксплуатации оборудование подлежит плановым осмотрам и проверкам по графикам, утвержденным главным инженером РНУ. При этом осуществляются обновление коррозионной защиты, оценка технического состояния и его работоспособности (без общей расконсервации), возможен ремонт и переконсервация.

Периодичность и объем контроля эффективности работы ЭХЗ технологических и вспомогательных нефтепроводов законсервированной НПС должны соответствовать работающей НПС, раздел 8.1.

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

При расконсервации насосов обязательна ревизия подшипников, концевых уплотнений вала, визуальный осмотр полумуфт по окружности и на торце. Проверка работоспособности насосов вспомогательных систем осуществляется в рабочем режиме в течение двух часов.

Устранение дефектов, обнаруженных при периодических осмотрах или перед вводом оборудования в эксплуатацию, осуществляется вахтовым персоналом законсервированной НПС или аварийной бригадой РНУ. Состав аварийной бригады для производства работ на законсервированной НПС определяется объемом и категорией сложности выполняемых работ. Контроль выполнения работ осуществляется ведущими специалистами (инженерно-техническим персоналом) соответствующих служб. В технологических картах консервации (расконсервации) отмечаются дата и время выполнения работ.

Приемка в эксплуатацию НПС осуществляется приемочной комиссией, назначенной приказом по ОАО МН. После подконтрольной эксплуатации НПС составляется акт о приемке ее в эксплуатацию.

Первые 10 дней после вывода в консервацию необходимо выполнять ежедневный осмотр состояния объекта, контроль давления консерванта и отсутствия его утечек (величина давления консерванта определяется проектом).

18 Требования безопасности при эксплуатации и ремонте механо-технологического оборудования НПС

18.1 Производственное оборудование должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.044, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 14202, обеспечивать безопасность работ при монтаже, эксплуатации и ремонте, должно быть пожаро- и взрывобезопасным, в процессе эксплуатации не должно загрязнять окружающую среду выбросами вредных веществ выше установленных санитарных норм, не должно создавать опасности в результате воздействия влажности, солнечной радиации, механических колебаний, перепадов давлений и температур и т.п.

18.2 Эксплуатация технических устройств должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными изготовителем. Импортное оборудование и инструменты должны эксплуатироваться в соответствии с технической документацией производителя, предоставленной на русском языке.

18.3 Производственное оборудование, являющееся источником опасных факторов от движущихся механизмов и подвижных частей, должно соответствовать общим требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.003.

18.4 Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

18.5 Уровни шума на рабочих местах производственных и вспомогательных помещений и на территории производственных объектов должны соответствовать значениям ГОСТ 12.1.003.

18.6 Рабочие зоны с уровнем шума выше 80 дБ должны обозначаться знаками безопасности. Контроль за уровнем шума на рабочих местах должен выполняться по ГОСТ 12.1.050.

18.7 Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для персонала, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета в соответствии с установленными требованиями и нормами.

Сигнальные цвета и знаки безопасности, наносимые на оборудование, должны соответствовать ГОСТ Р 12.4.026.

18.8 Рабочие органы оборудования и их приводы должны иметь устройства, предотвращающие возникновение опасности при полном или частичном прекращении подачи энергии, а также исключающие самовключение приводов рабочих органов при восстановлении подачи энергии.

18.9 Конструкция оборудования должна предусматривать защиту персонала от возможного поражения электрическим током (включая и случаи ошибочных действий работника). Токоведущие части оборудования, являющиеся источниками опасности, должны быть или надежно изолированы, или ограждены, или размещены в недоступных для персонала местах.

18.10 На двигателях и насосах должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковых устройствах - надписи: «ПУСК» и «СТОП».

18.11 Корпуса насосов должны иметь заземление, независимое от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосом.

18.12 Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, их работоспособность должна проверяется не реже одного раза в месяц.

18.13 Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

18.14 При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации. Дальнейшая эксплуатация разрешается после устранения выявленных недостатков.

18.15 Ремонтные работы должны проводиться в соответствии с регламентом ОАО «АК «Транснефть» по организации производства ремонтных и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов.

18.16 Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи оборудования в ремонт по акту.

18.17 Перед проведением ремонтных работ оборудование должно быть подготовлено и очищено с соблюдением установленных требований.

18.18 Установку снятых предохранителей, включение отключенных цепей и открытие задвижек, а также снятие запрещающих плакатов «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» и «НЕ ОТКРЫВАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» осуществляет оперативный (дежурный) персонал по согласованию с производителем работ после записи в оперативном журнале об окончании ремонтных работ.

18.19 Нефть, разлитая при вскрытии оборудования, должна быть убрана, а место, залитое нефтью, очищено.

18.20 Во время проведения ремонта оборудования во взрывоопасных помещениях должна работать постоянно действующая приточно-вытяжная вентиляция.

18.21 При ремонте насосов в действующей насосной необходимо проводить контроль воздушной среды.

18.22 На время проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту систем пожаротушения необходимо разрабатывать мероприятия по обеспечению пожарной безопасности объекта.

18.23 При превышении допустимых норм концентрации газа во время ремонта, а также при аварии на соседнем объекте ремонтные работы должны быть немедленно прекращены, а рабочие выведены из опасной зоны.

18.24 Работы могут быть возобновлены только в том случае, если при повторном анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.

18.24 После ремонта все оборудование, емкости и трубопроводы должны быть опрессованы. Опрессовку следует производить до полного устранения всех пропусков.

18.26 Огневые работы должны проводиться в соответствии с требованиями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» (РД 09-364-00) [27], Правил пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ 01-03) [16], Регламента организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть», Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (ВППБ 01-05-99) [17].

Приложение А
(обязательное)

Дефектный акт № _______

от "____"__________ 200 г.

Приложение Б
(обязательное)