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