Насосные агрегаты нефтеперекачивающих станций

Вывод в ремонт основного оборудования осуществляется в том же порядке. По окончании ремонта, кроме записи результата ремонта в паспорт оборудования, ответственный за производство ремонтно-восстановительных работ заполняет соответствующий формуляр (протокол наладки), в котором отражаются все результаты ремонта, включая вибрационные характеристики. Формуляр (протокол наладки) прилагается к паспорту оборудования.

Работы по ремонту или замене оборудования, связанные с остановкой или выводом из резерва НПС и капитального ремонта РВС выполняются на основании Плана организационно-технических мероприятий производства ремонтных работ.

Порядок составления, утверждения и согласования Плана мероприятий определен соответствующей Инструкцией ОАО. Ответственный за эксплуатацию оборудования вносит изменения в исполнительную документацию, заносит результаты ремонтных работ в паспорта оборудования.

3.3 Порядок корректировки планов по ТО и ремонту оборудования и внесению в них изменений

Корректировка годового плана ТО и ремонта оборудования НПС в плане изменения срока или очередности может проводится при составлении месячных планов при условии выполнения годового плана в целом. Корректировка месячных планов в рамках утвержденного годового плана может осуществляться в течение года в рабочем порядке.

При наличии резервного и работоспособного оборудования срок его ремонта допускается переносить по согласованию с соответствующими службами. Ответственность за перенос срока ремонта несет старший инженер НПС и начальник соответствующей службы РНУ.

При достижении оборудованием срока регламентной остановки срок ремонта разрешается переносить в пределах месяца по заключению службы ТОР с письменного разрешения главного инженера РНУ, и в случае, если продолжение эксплуатации оборудования не представляет опасности возникновения аварийной ситуации.

3.4 Документальное сопровождение

Основными документами в организации технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию является годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) график периодичности ТО и плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР, а также график плановых диагностических контролей.

Годовые графики составляются на каждый вид оборудования за 2 месяца до окончания текущего календарного года инженерами соответствующих служб НПС совместно с начальниками соответствующих ремонтных участков, подписывается главными специалистами ЦБПО и утверждается главным инженером РНУ.

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

Выполнение графиков ППР и графиков плановых диагностических контролей фиксируется в паспортах оборудования начальниками служб эксплуатирующих оборудование.

Работы по ремонту или замене оборудования, связанные с остановкой или выводом из резерва НПС и капитального ремонта РВС выполняются на основании организационно-технических мероприятий производства ремонтных работ, подписанных руководством РНУ (главным инженером, заместителем начальника по ТТО, начальником соответствующего отдела, начальником ОТБ), согласованные с ВПЧ и инспекцией по надзору за магистральными трубопроводами, с отделом ОАО, курирующим производство работ, отделом ТБ, ТТО, главным технологом ОАО и утвержденным главным инженером ОАО или заместителя генерального директора по производству. Мероприятия представляются на согласование в ОАО не позднее чем за 15 дней до начала работ.

Работы, связанные с остановкой нефтепровода или сокращением поставок нефти согласовываются с ОАО «АК «Транснефть». Корректировки в утвержденные мероприятия вносятся при запросе руководства РНУ и с разрешения ОАО МН. Разрешение на остановку или вывод НПС из резерва выдается радиограммой за подписью руководства ОАО МН (главный инженер, заместитель генерального директора по производству, заместитель генерального директора по ТТО) после получения письменного подтверждения по выполнению подготовительных работ и запроса на проведение ремонтно-восстановительных работ, подписанных ответственным за проведение работ из числа руководства РНУ.

Окончанием работ считается время получения диспетчером ТТО ОАО МН факсограммы за подписью руководителя РНУ о готовности НПС к работе.

В состав обслуживаемого оборудования входят : магистральный насос с подводящими и отводящими трубопроводами до входной и выходной запорной арматуры ; маслопровод со стороны магистрального насоса до перекрывающей арматуры ; трубопровод утечек нефти от насоса до общего коллектора ; трубопровод опорожнения нефти и выпуска воздуха из насоса до коллектора ; трубопровод разгрузки от насоса до задвижки ; трубопровод воды к воздухоохладителям ; подшипники скольжения электродвигателя типа СТД ;

воздушная камера беспромвального узла ; агрегатная задвижка ; обратный клапан.

3.5 Техническое обслуживание и ремонт магистральных насосов

3.5.1 Общие положения

Система технического обслуживания и ремонта магистральных, насосов предусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО или ремонтными бригадами НПС (при предполагаемом малом объеме ремонта).Диагностический контроль осуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах. Текущий ремонт не требует транспортировки узлов на БПО и осуществляется без вскрытия крышки насосов; средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом ротор заменяется новым или отремонтированным. Демонтированный ротор в сборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта. Капитальный ремонт насоса, как правило, выполняется силами БПО. Ремонт фундамента, демонтаж насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО. В случае прекращения производства ремонтных работ, связанных с разборкой насоса, на 8 и более часов (например, на ночь) крышка должна быть установлена на корпус насоса и закреплена. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены. Перед проведением технического обслуживания или выводом в ремонт на эксплуатируемом насосном агрегате (НА) необходимо замерить вибрационные параметры согласно проконтролировать величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательных трубопроводов, давление и температуру масла, температуру подшипников и другие параметры, характеризующие исправность оборудования. Перед выводом насосного агрегата в ремонт замерить и оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата. Результаты контроля представить ремонтной бригаде для целенаправленного выполнения технического обслуживания и ремонта. Магистральные насосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 часов после текущего ремонта и 72 часов после среднего и капитального ремонтов. При обкатке контролируются и фиксируются эксплуатационные параметры насосного агрегата, оцениваются их значения по сравнению с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составляется заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяются базовые характеристики (напорные, энергетические, виброакустические), коэффициент полезного действия, температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в эксплуатацию Новые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса.

3.5.2 Контроль работоспособности насосных агрегатов

Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации. По результатам диагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.



3.5.2.1 Типовой объем работ при оперативном диагностическом контроле

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

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

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

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

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

3.5.2.2 Типовой объем работ при плановом диагностическом контроле

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

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

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

Периодичность оценки КПД и напора для магистральных и подпорных насосов определена в 2000 часов, исходя из необходимости оценки снижения КПД по мере износа элементов щелевого уплотнения рабочего колеса и других факторов (п.1.15.2.6).

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

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

Во время планового диагностического контроля с выводом из эксплуатации насоса производятся все операции, выполняемые при техническом обслуживании (п. 1.15..4).

3.5.2.3 Неплановый диагностический контроль

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

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

-если интенсивность вибрации, приведенная к номинальному режиму перекачки, в любой из контролируемых точек превысила 6,0 Мм/с для основных магистральных и подпорных насосов или величину, равную 0,9 от предельно допустимого значения - для вспомогательных насосов (таблица 4.2);

-если интенсивность вибрации превысила базовое значение о 2 раза;

если интенсивность вибрации на лапах корпуса насоса превыcила1,8 мм/с;

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

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

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

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

-проверка центровки агрегата;

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

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

-демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений;

-измерение и анализ спектральных составляющих виброскорость в точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем, с целью определения причин повышенной вибрации (корпус насоса, всасывающий и напорный патрубки, лапы насоса и головки фундаментных болтов и пр.), построение контурных виброхарактеристик.

3.5.2.4 Контроль работоспособности насосов по вибрационным параметрам

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

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

Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре основного для контроля вибрации в вертикальном направлении.

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

Вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша. Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насоса против середин длины опорного вкладыша. Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту изменяется и контролируется в вертикальном направлении.

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

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

-определение объема ремонтных работ и рациональное их планирование;

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

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

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

3.5.2.5 Оценка работоспособности насосов по виброакустическим параметрам и температуре

Общая оценка технического состояния по вибрации (производится в соответствии с нормами вибрации насосов (см.таблицу.1.5).

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

При режимах перекачки отличных от номинального и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи.



Таблица 1.5-Нормы вибрации магистральных насосов

Величина среднего квадратичного значения виброскорости мм/с	Оценка вибросостояния насоса	Оценка длительности эксплуатации
До 2,8	Отлично	Длительная
Свыше 2,8 до 4,5	Хорошо	Длительная
Свыше 4,5 до 7,1 (для нормальных режимов)	Удовлетворительно,необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов отличных от наминального)	Удовлетворительно	Длительная
Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов отличных от наминального)	Удовлетворительно,необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 11,2	Недопустимо	Недопустимо

3.5.2.6 Оценка работоспособности насосов по параметрическим критериям

После монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта необходимо для всех насосов определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4% и более, а КПД насоса более 3% в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры, вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки. В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агрегата с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.

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

Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкой про точной части насоса.

Таблица 1.6-Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформаций характеристик	Возможные причины
Напор и КПД ниже, мощность без изменения	Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса. Увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса. Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса. Работа насоса в режиме кавитации.
Напор и мощность ниже, КПД изменения	Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса. Скорость вращения ниже номинальной. Искажение отливки рабочего колеса.
Напор без изменений, мощность выше, КПД ниже	Дефекты подшипниковых узлов и их сборки. Расцентровка насоса и электродвигателя. Прогиб вала. Перезатянуто торцовое уплотнение. Деформация корпуса насоса из-за дополнительных напряжений от всасывающего и напорного патрубков. Повышенные механические потери.
Напорная характеристика более полога, величина максимального КПД смещается в сторону больших подач	Увеличенная площадь спирального отвода.
Напорная характеристика более крутая, величина максимального КПД смещается в сторону меньших подач	Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными.

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6% и более для насосов горизонтального исполнения и на 7% - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, пpи котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет более затрат, вызванных с перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ это величина составляет 2-4% в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - и 4%; НМ 1250-260 - на 3,5%; НМ 2500-230 - на 3%; НМ 3600-230 НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - на 2%; подпорные вертикальные насосы - на 3,5%).Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования.

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

Измеряемые параметры и средства измерения:

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

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

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

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

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

Условия выполнения измерений параметров следующие:

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

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

- при переключениях измерительных линий на узлах учета нефти.

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

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

Параметры измеряются при бескавитационном режиме работ НА (контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан. Оценку текущих параметров: подачи, мощности, напора и KПД необходимо производить по среднеарифметическому значению 3-х замеров (не менее).Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек (режимов), чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.

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

3.6 Типовой объем работ при текущем ремонте

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

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

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

3.7 Типовой объем работ при среднем ремонте

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

В зависимости от технического состояния узлов и деталей насоса производятся: замена (или ремонт) ротора; устанавливаемый должен быть динамически отбалансирован; ремонт (восстановление) или замена уплотняющих втулок, колец импеллерных втулок (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников; восстановление антикоррозионных покрытий и окраски; разборка, ремонт, сборка воздушной камеры беспромвального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере вала (не менее 20 мм вод. ст.); сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов. Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на новые. Полная разборка, составление дефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на БПО. После сборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.

3.8 Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка состояния корпусов, патрубков насоса, при необходимости, их ремонт; заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь aнтикоррозионного и декоративного покрытия, покраска насосов; испытанния на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов. При обнаружении поверхностных трещин или негерметичности проводят дефектоскопию деталей.

Чугунные детали с обнаруженными трещинами заменяются на новые.

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

3.9 Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периоды времени между плановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей данного насоса.

Для получения расчетных значений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуется определять по таблице 1.7 с учетом данных оперативного диагностического контроля. При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значения периодичностей, приведенные в таблице 1.7. В случае принятия решения для какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранее определенные интервалы времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановом порядке, с учетом периодичностей, указанных в таблице 1.7.

Таблица 1.7-Периодичность технического обслуживания, ремонта и планово диагностического контроля насосов НМ

Тип насоса	Периодичность, час
	ТО	Т	С	К	Плановый дигностический контроль
НМ500-300; НМ710-280	700-800	3500-4200	7000-8400	28000	1750-2100
НМ1250-260- НМ10000-210	700-800	4200-6000	8400-12000	36000	2100-3000

Нормы трудоемкости ремонтов, технического обслуживания, диагностических контролей определены типовым объемом работ и типоразмерам и насосов (таблица 1.8). Нормы трудоемкости не предусматривает трудовых затрат на восстановление деталей и узлов насоса.

Таблица 1.8-Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта магистральных насосов НМ

Тип насоса	Трудоемкость, чел.час
	ТО	Т	С	К
			Без замены ротора	С заменой ротора
НМ 500-300;НМ710-280	4	38	40	85	120
НМ1250-260	4	38	47	110	148
НМ2500-230	4	38	47	92	130
НМ3600-230	4	38	47	110	148
НМ5000-210	6	44	58	116	160
НМ7000-210	6	44	58	116	160
НМ10000-210	8	49	70	155	210



4. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ

4.1 Газоопасность

В данном разделе дипломного проекта рассмотрим и охарактеризуем опасные и вредные факторы, которые при этом проявляются либо могут проявиться. Согласно перечня, утвержденного главным инженером предприятия, на территории НПС имеется одиннадцать газоопасных мест:

-насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов,

-блок-бокс регуляторов давления,

-блок-бокс гашения ударной волны,

-площадка приема и пуска внутритрубных снарядов,

-топливное хозяйство котельной,

-блок погружных насосов,

-емкость утечек,

-емкости сброса ударной волны,

-топливозаправочный пункт,

-емкости хранения дизельного топлива резервной дизельной электростанции,

-блок хранения масла.

В этих местах возможно скопление взрывоопасных и токсичных смесей, газов - паров нефти, легких углеводородов, метана, сероводорода и др.

Характеристика газов с точки зрения взрывопожароопасности приведены в таблице 3.1 ГОСТ 12.1.010-76 /3/.

Одним из наиболее опасных объектов нефтеперекачивающей станции, в котором сконцентрировано большинство потенциальных опасностей и вредностей, является насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов где будет проводиться капитальный ремонт насоса НМ 10000-210. Классификация насосного зала по взрывопожароопасности приведена в таблице 3.2.

Таблица 3.1. - Характеристика взрывопожароопасности веществ

Наименование	Агрегатное состояние	Температура, С	Предел взрываемости, мг/м3
		вспышки	самовоспламенения	нижний	верхний
Газ нефтяной	газ	-	405-580	6	13,5
Сероводород	газ	-	246	4,3	10
Углеводороды	газ	3…+45	260-375	1,1	6,4

Таблица 3.2. - Классификация насосного зала по взрывопожароопасности

Наименование сооружения	Категория здания /НПБ 105-95/	Класс взрывопожароопасности /ПУЭ/	Молниезащита /РД 34.121.122-87/	Группа смесеобразования
			Категория	Зона
Насосный зал	А	В-Iа	II	Б	2Т2

По степени воздействия на организм человека воздушные смеси и газы, которые могут скапливаться в газоопасных местах нефтеперекачивающей станции, относятся к третьему (сероводород в смеси с углеводородами С1-С5 ПДК 3 мг/м3, окислы азота ПДК 5 мг/м3, сероводород ПДК 10 мг/м3) и четвертому классу (оксид углерода ПДК 20 мг/м3, нитросоединения метана ПДК 30 мг/м3, бензин ПДК 100 мг/м3) ГОСТ 12.1.005-88.ССБТ /5/.

Вышеперечисленные вещества оказывают отравляющее действие на организм человека и относятся к ядам. Так, воздушные смеси, состоящие из метана и высших углеводородов, относятся к нервным ядам и воздействуют на центральную нервную систему. Бензин, углеводородные газы, сероводород и др. относятся к ядам наркотического действия. Кроме того, сероводород и углеводородные газы относятся и к ядам раздражающего действия. Сероводород воздействует на верхние дыхательные пути, а углеводороды - на легочную ткань. Попадая на кожу человека, они обезжиривают и сушат ее, вызывая различные кожные заболевания (экзема, дерматиты). Первыми признаками отравления газами являются недомогание, головокружение, повышение температуры тела /4/.

Основными источниками выделения вредных газов на НПС являются:

1. Нарушение герметичности соединительных разъемов аппаратов и оборудования.

2. Нарушение герметичности оборудования вследствие аварий (коррозия, дефекты строительно-монтажных работ, дефекты материалов, нарушение правил эксплуатации, выход из строя уплотнений насосов и запорной арматуры).

3. Предохранительные устройства. При остановке магистральных насосных агрегатов срабатывает установка сглаживания волн давления АРКРОН-1000, и некоторое количество нефти сбрасывается в емкость сброса ударной волны. При этом происходит интенсивное газовыделение.

4.2 Атмосферное и статическое электричество

Атмосферное электричество также является опасным фактором. Молния - электрический разряд высокой мощности. Напряжение молнии достигает 220 МВ, сила тока - 300…1200 кА, температура - 10000С. Опасными факторами атмосферного электричества являются:

- прямое попадание молнии может привести к пожарам и поражению электрическим током обслуживающего персонала;

- ударная волна, возникающая при электрическом разряде, может привести к различным механическим повреждениям;

- вторичные проявления атмосферного электричества, такие как электростатическая и электромагнитная индукция, могут вызвать искрение в местах плохого контакта, что, в свою очередь, при наличии взрывоопасных смесей может привести к взрыву.

Нефть, дизельное топливо, бензин являются диэлектриками. Поэтому, при движении нефти и нефтепродуктов по трубопроводам во время сливо-наливочных операций, может накапливаться заряд статического электричества. Величина заряда может достигать 80 кВ. Поэтому между изолированными металлическими сооружениями и заземленными предметами возможны искровые разряды. Разряд статического электричества возникает, когда напряженность электростатического поля над поверхностью диэлектрика или проводника, обусловленная накоплением на них зарядов, достигает критической величины. Для воздуха эта величина 30 кВ/см /4/.

Статический заряд, накапливающийся на человеке, достаточен для воспламенения практически всех паровоздушных смесей при разряде. Кроме этого, существуют следующие опасности, связанные со статическим электричеством:

- нарушение выполнения команд КИП и автоматики, так как статическое электричество совместимо с малыми токами, на которых работает вся аппаратура КИПиА;

- физиологическое действие.

Человек ощущает искровой разряд как укол, толчок, судорогу. Для жизни это неопасно, но во время разряда возможны рефлекторные движения, испуг, вследствие которых человек может упасть с высоты, попасть в опасную зону насосно-силового аппарата или другого оборудования /4/.

4.3 Промышленное электричество

Нефтеперекачивающая станция относится к энергоемким объектам.

Потребителями электрической энергии в общем укрытии магистральных насосных агрегатов являются:

- синхронные электродвигатели СТД-8000, СТД-6300 - 10 кВ;

-асинхронные электродвигатели насосов РЗ-30и, РЗ-4,5, ЦНС-60-330;

- электроосвещение - 0,4 кВ;

-приборы и оборудование КИПиА;

-установка для расточки посадочных мест под втулки разгрузки и уплотнительных колец корпуса насоса НМ 10000-210 при капитальном ремонте.

Поэтому возникает опасность воздействия электрического тока напряжением до 10000 кВ при эксплуатации и ремонте оборудования из-за ошибочных действий персонала, случайного прикосновения к токоведущим частям, в случае появления напряжения на токоведущих частях в результате нарушения изоляции проводов, при аварии и т.д., что может привести не только к поражению электрическим током, но и стать причиной пожара, взрыва.

Электрический ток характеризуется тремя поражающими факторами: электроудар, электроожог и электросудорога. Электроудары наиболее выражены в электроустановках свыше 1000 В, электросудороги - в электроустановках до 1000 В, электроожог - в электроустановках до и свыше 1000 В. Ток в 0,1 А, действующий на организм человека более 1-2 с является смертельным.Сопротивление тела человека составляет 2103 - 2106 Ом. Сопротивление влажного тела человека уменьшается до 300-500 Ом. Пороговый ощутимый ток - 0,5-1,5 мА. При прохождении через тело человека тока в 10-15 мА начинаются сильные и болезненные судороги. При прохождении тока 20-25 мА затрудняется дыхание, при токе 100 мА - наступает фибрилляция и остановка сердца /4/.

Все электроустановки можно разделить на две категории - до 1000 В и свыше 1000 В. По электробезопасности помещения электроустановок НПС «Терновка» относятся к двум классам: помещения без повышенной опасности и помещения с повышенной опасностью /8/.

4.4 Производственный шум и вибрация

При осуществлении технологического процесса перекачки работа многих механизмов сопровождается значительным шумом и вибрацией. К таким источникам шума и вибрации относятся компрессоры, насосы, электродвигатели, элементы вентиляционных систем, трубопроводы и др. Наиболее значительными из вышеперечисленных источников шума и вибрации являются магистральные насосные агрегаты. Уровни вибрации МНА приведены в разделе 1.

Повышение уровня шума и вибрации на рабочих местах неблагоприятно сказывается на организме человека и результатах его деятельности. При длительном воздействии шума не только снижается острота слуха, но и изменяется кровяное давление, ослабляется внимание, ухудшается зрение, происходят изменения в двигательных центрах, что вызывает определенные нарушения координации движений. Интенсивный шум вызывает функциональные изменения сердечно-сосудистой системы, нарушаются нормальные функции желудка и происходит ряд других функциональных нарушений в организме. Особенно неблагоприятное влияние шум оказывает на нервную и сердечно-сосудистую системы. Весь комплекс ощущений, вызываемых шумом, рассматривается как «шумовая болезнь». Человеческий слуховой аппарат наиболее чувствителен на частотах 800-4000 Гц Гост 12.1.003-83.ССБТ /6/.

Вибрация возникает из-за динамического неуравновешивания вращающихся деталей, пульсаций давлений, кавитации при работе насосов и т.д. Она может вызвать нарушение механической прочности и герметичности аппаратов и коммуникаций, быть причиной различных аварий. Вибрация вызывает в организме человека реакции, которые являются причиной функциональных расстройств различных органов. Вредное действие выражается в виде повышенного утомления, головной боли, боли в суставах, повышенной раздражительности, некоторого нарушения координации движений. В отдельных случаях длительное воздействие интенсивной вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, вызывающей тяжелые, часто необратимые изменения в центральной нервной и сердечно-сосудистой системах, а также в опорно-двигательном аппарате ГОСТ 12.1.012.-90.ССБТ /7/.

Допустимые уровни шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам машин, механизмов и др. оборудования устанавливаются ГОСТ 12.1.003-83ССБТ /6/. Вибрация, действующая на человека, в соответствии с ГОСТ 12.1.012-90ССБТ /7/ нормируется отдельно для каждого установленного направления в каждой октановой полосе.

4.5 Метеорологические условия

Метеорологические условия производственной среды, такие как температура воздуха, относительная влажность, скорость движения воздуха, барометрическое давление, интенсивность теплового излучения от нагретых поверхностей как каждый в отдельности, так и в различных сочетаниях оказывают влияние на функциональную деятельность человека, его самочувствие и здоровье. Так, увеличение скорости движения воздуха уменьшает неблагоприятное действие повышенной температуры и увеличивает действие пониженной, повышение влажности воздуха усугубляет действие как повышенной, так и пониженной температуры /4/.

На нефтеперекачивающей станции значительная часть технологического оборудования размещена на открытых площадках, и обслуживающему персоналу приходится работать в условиях высоких и низких температур, при воздействии солнечной радиации, ветре и атмосферных осадках. В насосном зале в холодное и жаркое время года температура поддерживается с помощью приточно-вытяжной вентиляции, что приводит к значительной подвижности воздуха, появлению сквозняков. Подробно работа, состав оборудования вентиляции общего укрытия приведены в разделах 1 и 2.

4.6 Освещенность

Освещение рабочих мест в темное время суток - важная составляющая безопасности труда. Неправильно выбранное или недостаточное освещение - это плохое освещение опасных зон, слепящее действие ламп и блики от них, резкие тени.

Неправильно спроектированное и выбранное производственное освещение способствует понижению производительности труда, оказывает отрицательное психологическое воздействие на работающих, понижает безопасность труда, повышает утомляемость и травматизм на производстве.

В насосном зале наиболее плохо освещены узел утечек насоса НМ-10000-210 со стороны муфты и сама соединительная муфта, что вызывает необходимость применения дополнительных источников света, создавая определенные неудобства. Нормы освещенности рабочих мест приведены в таблице 3.3 /4/.

4.7 Другие опасные факторы

Дополнительный фактор опасности создает наличие высокого давления в корпусах насосов НМ-10000-210, технологических трубопроводах и аппаратах до 5,5 МПа и до 1,2 МПа в аппаратах и установках вспомогательных систем. На такое оборудование распространяются требования правил ПБ 10-115-96 /9/.

Таблица 3.3 - Освещенность производственных помещений и рабочих поверхностей на местах производства работ в нефтеперекачивающей насосной

Производственные участки и помещения	Плоскость нормирования освещенности	Освещенность, лк
		комбинированная	общая
Насосные без постоянного дежурства	На высоте 0,8 м от пола	-	100
Шкалы приборов светлые	На приборах	300	150
Шкалы приборов темные	На приборах	400750	200300
Помещения для вентиляционного оборудования	На высоте 0,8 м от пола	-	20
Грубые работы, требующие различения объектов при отношении наименьшего из размеров к расстоянию до глаз 0,05 и более	Рабочая поверхность	5	5
Работы, требующие различения крупных предметов, находящихся в непосредственной близости от рабочего	Рабочая поверхность	2	2

Кроме вышеназванных потенциальных опасностей и вредностей, можно отметить наличие крупногабаритного и тяжеловесного оборудования, особенно это касается общего укрытия МНА. При неправильной организации работ, нарушении правил техники безопасности, нарушении правил строповки и перемещения грузов возможно получение обслуживающим персоналом травм, поломка различного оборудования и т.д. При падении тяжеловесного оборудования возможно искрообразование, что, при наличии взрывоопасной воздушной смеси, может привести к взрыву и пожару.

4.8 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

Рассмотрим мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на примере насосного зала общего укрытия магистральных насосных агрегатов как самого опасного объекта НПС.

4.8.1 Мероприятия по снижению взрыво-пожароопасности

Среди мероприятий по снижению взрыво-пожароопасности насосного зала можно отметить:

- исключение источников газообразования;

- контроль загазованности;

- уменьшение концентрации взрыво-пожароопасных смесей;

-исключение причин возникновения взрывов и пожаров;

-организационные;

-технические.

На проведение газоопасных работ и огневых работ проводятся по наряду-допуску оформленный отдельно на все виды работ. Перед началом работ провести противопожарный инструктаж по ведению газоопасных (огневых работ). Место производства работ оградить со всех сторон предупреждающими знаками и транспорантами. Обеспечить контроль за состоянием воздушной среды перед началом работ и через каждые 30 минут во время работы. Обеспечить место производства работ первичными средствами пожаротушения:

-кошма войлочная или асбестовое полотно 2х2 2 шт;

-огнетушители ОП-50 2шт.,или ОУ-8 6 шт;

-лопаты, ведра, топоры,ломы-2шт.

Произвести проверку работоспособности системы пенопожаротушения на НПС «Терновка». Установить в насосном зале противопожарный режим (определить места размещения техники, места отдыха работающих, место для курения) и контроль за его неукоснительным выполнением.Обеспечить наличие на месте производства работ пожарной машины с пожарным расчетом. При освещенности менее 150 лк на месте проведения работ следует применять переносные, взрывозащищенные светильники напряжением не более 12В. Радиотелефоны (носимые средства связи), используемые в пределах взрывоопасных зон должны быть искробезопасного исполнения вида «Взрывобезопасная электрическая цепь», и иметь на корпусе соответствующую маркировку взрывозащиты. Проверить телефонную связь с оператором станции и РДП.

В насосном зале источниками газообразования являются фланцевые и разъемные соединения насосов НМ-10000-210, ЦНС-60-330, запорной арматуры и трубопроводов, торцовые уплотнения магистральных насосов ТМ-120, сальниковые уплотнения насосов ЦНС-60-330 и запорной арматуры. Таким образом, устранив потери нефти в этих местах, естественно, устраняются и источники газообразования.. Кроме того, утечки нефти через торцовые уплотнения насосов постоянно контролируются системой автоматики на наличие сверхнормативных утечек с помощью датчиков ОМЮВ-04 с выводом сигнализации в операторную. Через каждые два часа состояние торцовых уплотнений насосов визуально контролируется оперативным персоналом /10/. При этом так же контролируется состояние сальниковых уплотнений запорной арматуры и разъемных соединений. Эксплуатация разгерметизированного оборудования не допускается.

В связи с тем, что 100%-й герметизации оборудования достичь не удается, то необходимо осуществлять контроль загазованности и исключить причины возникновения взрывов и пожаров. Контроль состояния газовоздушной среды постоянно осуществляется стационарными газоанализаторами СТХ-3 с датчиками ДТХ-108-1 и периодически, через каждые 30 минут, во время проведения ремонтных работ переносным газоанализатором ЭТХ-1 /10/. Подробно устройство и принцип работы газоанализатора СТХ-3 изложены в разделе 2.

В случае увеличения концентрации взрывоопасных газов автоматически включается приточно-вытяжная вентиляция насосного зала. Состав оборудования, расчет и работа системы вентиляции подробно изложены в разделах 1 и 2. Производство ремонтных работ с насосном зале без включенной вентиляции запрещается.

Исключение причин возникновения взрывов и пожаров достигается применением электрооборудования и цепей автоматики только во взрывобезопасном исполнении, инструмента, не дающего искр при ударе. При работе с грузоподъемными механизмами необходимо выполнять строповку и перемещение грузов согласно ПБ-10-14-92 /11/. Стропы при этом должны быть обильно смазаны канатной смазкой. Временные огневые работы в насосном зале проводятся только после оформления наряда-допуска /12/ и выполнения всех организационно-технических мероприятий, указанных в нем. Кроме того, в обязательном порядке выполняются мероприятия по защите от статического и атмосферного электричества.

Для исключения токсического воздействия на организм человека нефти и ее паро-воздушных смесей кроме системы вентиляции применяются средства индивидуальной защиты ГОСТ 12.04.011-89.ССБТ /13/ органов дыхания (противогазы фильтрующие с коробкой марки А, изолирующие ИП-46, шланговые ПШ-1, ПШ-2, аппараты сжатого воздуха АСВ-2, респираторы), кожи (спецодежда, изолирующие костюмы, перчатки, рукавицы), лица и глаз (маски, очки).

4.8.2 Защита от шума и вибрации

На НПС «Терновка» снижение уровня шума и вибрации достигается следующими мерами:

1. Размещение оборудования, являющегося источниками шума и вибрации, в отдельных помещениях. Общее укрытие насосных агрегатов расположено отдельно от других производственных и административных помещений. Стены помещений выполнены из металло-полиуретанового пенопласта, что обеспечивает хорошую звукоизоляцию.

2. Дистанционное управление, вывод обслуживающего персонала непосредственно из зоны вибро-акустического воздействия. Насосный зал не является постоянным рабочим местом. Он относится к зонам обслуживания, в которых обслуживающий персонал находится только во время ремонтных работ или при проведении технического обслуживания или осмотра. То, что обслуживающий персонал постоянно не находится в помещении насосного зала, снижает степень воздействия на него шума, вибрации, токсичных газов, но при этом увеличивается риск возникновения аварийных ситуаций, т.к. системы автоматики не настолько чувствительны.

3. Правильное проектирование оснований и фундаментов оборудования и их изоляция от несущих конструкций зданий и инженерных коммуникаций.

4. Активная и пассивная виброизоляция, применение различных виброкомпенсирующих устройств. Для насосов НМ-10000-210 этот вопрос в настоящее время находится в стадии разработки.

5. Качественное и своевременное проведение монтажных и ремонтных работ согласно РД153-39ТН-008-96 /14/. В первую очередь это статическая и динамическая балансировка роторов насосов и электродвигателей, монтаж и подгонка подшипников, центровка. Организация и опыт проведения ремонтных работ изложены в разделах 1 и 4.

6. Применение средств индивидуальной защиты. В качестве средств индивидуальной защиты органов слуха согласно ГОСТ 12.4.051-87 /15/ применяются вкладыши - мягкие тампоны из ультратонкого волокна, пропитанного смесью воска и парафина или жесткие вкладыши из резины или эбонита в форме конуса. Вкладыши дешевы, компактны, но недостаточно эффективны - обеспечивают снижение уровня шума на 5-20 дБА. Поэтому наиболее часто применяются наушники ВЦНИИОТ-2, акустическая характеристика которых приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Акустическая характеристика наушников ВЦНИИОТ-2

Среднегеометрические частоты полос, Гц	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Снижение уровня звукового давления, дБА	7	11	14	22	35	47	38

При уровне звука 85 дБА применяются звукоизолирующие шлемы.

4.8.3 Электробезопасность

Защита от прямых ударов молний в наземные объекты осуществляется с помощью специальных устройств, называемых молниеотводами / /. Молниеотвод - это устройство, принимающее на себя удар молнии и отводящее ее удар в землю.. Молниезащита общего укрытия насосный агрегатов НПС «Терновка» выполнена стержневыми молниеотводами. Токоотвод выполнен из листовой стали согласно РД 34.21.122-87 / / и соединен с молниеотводом сваркой.

Меры защиты от статического электричества / /:

1. Предотвращение накопления заряда на токопроводящих частях оборудования. Осуществляется путем устройства заземлений. Если заземление выполнено только для отвода статического электричества, то сопротивление заземлений должно быть не более100 Ом / /.

2. Снижение интенсивности накопления зарядов. Осуществляется путем уменьшения скорости движения нефти по трубопроводам, налива емкости без разбрызгивания, дробления струи, под слой жидкости (дренажная система). При первоначальном заполнении емкости скорость движения жидкости составляет 0,5-0,7 м/с.

...